Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)

5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)

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Desarrollo de la Propuesta de Perforacin yCompletacin de un Pozo Tipo de Desarrollo en

el Campo la Vela Tierra Edo. Falcn

TRABAJO ESPECIAL DE GRADOPRESENTADO A LA ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEO

DE LA UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELAEN CUMPLIMIENTO PARCIAL DE LOS REQUERIMIENTOS

PARA OPTAR AL TTULO DEINGENIERO DE PETRLEO

Jos Eduardo Chirinos L.Jess Javier Jacanamijoy Q.

Mayo 2004


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Dedicatoria

A mi familia por ser un apoyo en todos los momento de mi vida,

buenos y malos

A mi mam por ser un ejemplo de amor, paciencia y cario

A mi pap por ser un norte fijo representando para mi un ejemplo de

perseverancia, eficiencia y xito

Jos Eduardo

A Dios por estar siempre presente en los malos y buenos momentos y

nunca dejar que cayera.

A mis padres por todo el sacrificio realizado, por el cario y confianza

que me brindaron para lograr esta meta.

A mis hermanos por todo el apoyo y confianza que me ofrecieron,

especialmente a Cristina.

Jess Javier Jaca

ii


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Agradecimientos

Nuestros primeros agradecimientos son para Dios por abrirnos el

camino para alcanzar este logro, a la Universidad Central de Venezuela

por brindarnos la oportunidad de crecer como personas desde el primer

da de clase, a la Facultadad de Ingeniera por forjar nuestro carcter y a

la Escuela de Petrleo por darnos las herramientas para llegar a ser

Ingenieros de Petrleo.

En el perodo de elaboracin de este Trabajo Especial de Grado

recibimos el apoyo de varias personas que nos orientaron de forma

incondicional. A nuestro tutor Ingeniero William Contreras quien nos dio

la oportunidad de involucrarnos en diferentes entornos de la empresa y

nos acompa en cada da de nuestro trabajo. Al Ingeniero Emilio

Snchez por darnos la oportunidad de demostrar nuestros

conocimientos y ayudarnos a obtener la experiencia de trabajo quetanto necesitamos. A los Ingenieros Karmelle Larrauri, Lus Porras,

Miguel Rodrguez y Elas Ramos por colaborar con nosotros en cada una

de las ramas que ellos desempean y a Katihuska Rivas por colaborar

con nosotros en la elaboracin de este trabajo.

Al Ingeniero Franklin Gonzlez por demostrar inters y colaborar con

nosotros en la construccin de un Trabajo Especial de Grado de buennivel. A nuestros compaeros y amigos de clase quienes con su apoyo

nos ayudaron durante todo el perodo de estudio en la universidad.

Finalmente un reconocimiento especial para nuestras familias quienes

siempre nos apoyaron a lo largo de todo este camino y con su soporte

lograron hacer de nosotros lo que hoy somos, Ingenieros. A todos ellos

mil gracias.

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Resumen

Chirinos Lima Jos Eduardo Jacanamijoy Quenn Jess Javier

Desarrollo de la propuesta de perforacin y completacin de un pozotipo de desarrollo en el campo la vela tierra Edo. Falcn

Tutor Acadmico: Prof. Franklin Gonzlez. Tutor Industrial: Msc. William ContrerasTesis. Caracas, UCV. Facultad de Ingeniera. Escuela de Ingeniera de Petrleo.Ao 2004

Resumen. Vinccler Oil & Gas, C.A, es la empresa operadora del bloqueFalcn Este desde el ao 2000, este bloque est conformado bsicamente pordos reas, el rea de produccin conformada principalmente por el campo LaVela y el campo Cumarebo, y el rea de exploracin denominada Agua Salada.El campo Cumarebo ha sido explotado de forma considerable desde los aos30, por tal motivo es considerado un campo maduro, actualmente tiene unaproduccin promedio de 600 BOPD y 800 MPCGD, adems tiene un potencialde produccin de gas de 10 MMPCGD, por otra parte el campo La Vela nuncaha sido puesto en produccin de forma continua ya que no posee facilidades desuperficie y adems sus yacimientos tienen una alta relacin gas-petrleo.Actualmente PDVSA ejecuta el proyecto denominado ICO (InterconexinCentro-Occidente) el cual no es ms que la conexin de los sistemas detransporte de gas del centro de Venezuela con los sistemas de transporte degas del occidente del pas. Debido a esto Vinccler Oil & Gas estudia laposibilidad de desarrollar las reservas del campo La Vela, para lo cual necesitala planificacin y ejecucin de la perforacin de pozos nuevos en la zona.

Dentro del proyecto del Campo La Vela se plante la oportunidad de participar

en el desarrollo de los programas de perforacin de los pozos nuevos de lazona y en base a estos programas se plante el desarrollo de este TrabajoEspecial de Grado, donde el objetivo principal del mismo es estudiar yconsiderar todos los factores que forman parte de la planificacin de un pozonuevo y finalmente desarrollar la propuestas de perforacin de los mismos.

Para el desarrollo de este trabajo se comenz con una recopilacin deinformacin de los pozos cercanos a la localizacin propuesta, luego se realizun estudio de las presiones esperadas durante la perforacin de los mismos, ybasado en esta informacin y en la geologa regional se buscaron los puntos deasentamientos de los revestidores. Inmediatamente despus se seleccion los

dimetros de los revestidores y de la tubera de produccin, se hizo uso delmtodo API para la seleccin del grado de los mismo, luego de poseer estainformacin se estudiaron los otros elementos que forman parte de laperforacin de un pozo como son: el fluido de perforacin, el diseo de lacementacin, el programa de registros elctricos, entre otros. Por otra parte,con el objetivo de maximizar la produccin del nuevo pozo se realiz unanlisis Nodal para la seleccin del dimetro de tubera, obtenida estainformacin se prepararon las propuestas de perforacin y completacin delpozo.

Finalmente con el objetivo de comprender la rentabilidad en las propuestaspresentadas se realiz un anlisis econmico y un anlisis de riesgosfinancieros para estudiar la factibilidad de ejecucin del proyecto.

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Resumen

Tabla de ContenidoDEDICATORIA ii

AGRADECIMIENTOS iii

RESUMEN iv

TABLA DE CONTENIDO vLISTA DE FIGURAS ix

LISTA DE TABLAS xi

CAPTULO I INTRODUCCIN 12

1.INTRODUCCIN 13

2.OBJETIVO GENERAL 15

3.VINCCLER OIL &GAS,C.A 16

4.

CAMPO

LA

VELA

18CAPTULO II MARCO TERICO 23

1.TUBERA DE REVESTIMIENTO Y PRODUCCIN 24

2.DESIGNACIN Y FUNCIONES DE LAS SARTAS DE TUBERA 25

2.1 Conductor 25

2.2 Tubera de superficie 25

2.3 Tubera intermedia, camisas de perforacin y tiebacks de perforacin 26

2.4 Tubera de produccin 26

3.DISEO DE LA PROFUNDIDADES DEASENTAMIENTO 264.MTODOS PARA ESTIMAR LA PRESIN DE POROS 29

5.PREDICCIN DEL GRADIENTE DE FRACTURA13,15,16,20 33

5.1 Mtodos de evaluacin del gradiente de fractura 34

6.DISEO DE REVESTIDORES 34

6.1 Criterios de Diseo 35

6.1.1 Estallido 35

6.1.2 Colapso 36

6.1.3 Tensin 36

6.2 Factor de Diseo vs. Factor de Seguridad 36

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Tabla de Contenido

7.LAS CONEXIONES DE LOS TUBULARES 37

7.1 Las Conexiones Aprobadas por PDVSA 38

8.CABEZAL 40

8.1 Funciones de un Cabezal: 41

8.2 Tipos de Cabezal 418.3 Componentes de un Cabezal 42

9.MUDLOG 44

9.1 Definicin 44

9.2 Aplicaciones 45

10.PERFIL A HUECOABIERTO 45

11.ANLISIS NODAL 46

11.1 reas de prdidas de energa o cada de presin 47

11.2 Anlisis del Sistema de Produccin 48

11.3 Curvas de gradientes de presin 51

11.4 Correlacin de Beggs y Brill 51

11.5 Usos comunes del anlisis nodal 52

12.CEMENTACIN 53

12.1 Objetivo de la Cementacin 53

12.2 Factores que afectan el proceso 53

12.3 Tipos de Cementos 54

13.FLUIDOS DE PERFORACIN 55

13.1 Funciones del Fluidos de Perforacin 5513.2 Composicin de los fluidos 56

13.3 Lodos base agua 58

13.4 Lodos base aceite 61

14.FUNDAMENTOS ECONMICOS 64

14.1 Depreciacin 65

14.2 Inters 66

14.3 Valor presente neto VPN 69

14.4 Flujo de caja 7014.5 Ingresos 70

14.6 Egresos 70

14.7 Tasa interna de retorno TIR 73

14.8 Perodo o tiempo de recuperacin 73

CAPTULO III METODOLOGA 75

1.REVISIN Y ELABORACIN DE UN RESUMEN OPERACIONAL 76

2.DESARROLLO DE LA ESTRUCTURA DE LA PROPUESTA DE PERFORACIN 79

3.PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO 803.1 Geologa Regional: 80

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Tabla de Contenido

3.2 Parmetros de los lodos de perforacin de los pozos vecinos: 80

3.3 Pruebas directas: 81

3.4 Registros de pozos vecinos: 81

4.DISEO DE REVESTIDORES 85

4.1 Revestidor Conductor y Revestidor Superficial 854.2 Revestidor Intermedio y Camisa de Produccin (se realizaron en conjunto) 91

5.DISEO DEL LODO 98

6.CEMENTACIN 99

7.SELECCIN DE MECHAS 100

8.ANLISIS NODAL 100

9.SELECCIN DE CABEZAL 105

10.SELECCIN DE TALADRO 106

11.ANLISIS ECONMICO 106

12.COMPILACIN DE INFORMACIN Y CREACIN DE LA PROPUESTA DE PERFORACIN Y

COMPLETACIN DE LA NUEVA LOCALIZACIN 106

CAPTULO IV RESULTADOS 107

PROPUESTADEPERFORACIONPOZODEDESARROLLO 108

PROGRAMADECOMPLETACIONMECANICAORIGINAL 142

CAPTULO V ANLISIS DE RESULTADOS 146

1.PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LOS REVESTIDORES 147

2.DISEO DE REVESTIDORES 1482.1 Revestidor Conductor 20 (0 500) 149

2.2 Revestidor de Superficie 13 3/8 (0 1500) 150

2.3 Revestidor Intermedio 9 5/8y Camisa de Produccin 7 151

3.SELECCIN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIN 154

4.DISEO DE LA CEMENTACIN 157

5.ANLISIS NODAL 158

6.DISEO DE LA TUBERA DE PRODUCCIN 161

7.SELECCIN DEL CABEZAL 1638.SELECCIN DE TALADRO 164

CAPTULO VI ANLISIS ECONMICO 165

1.ANLISIS ECONMICO 166

1.1 Comportamiento de produccin Error! Marcador no definido.

1.2 Procedimiento utilizado en el anlisis econmico 167

1.3 Evaluacin econmica 168

2.ANLISIS DE RIESGOS FINANCIEROS 173

CAPTULO VII CONCLUSIONES 176

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Tabla de Contenido

CONCLUSIONES 177

CAPTULO VIII RECOMENDACIONES 179

RECOMENDACIONES 180

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS 181APENDICES 183

APENDICE1CLASIFICACIN DE LOS POZOS 184

APENDICE2CONSIDERACIONES EN EL DISEO DE COMPLETACIN DE POZOS 185

APENDICE4RESUMEN OPERACIONAL 186

APENDICE5PREMISAS Y CONSIDERACIONES EN EL DISEO DE UN POZO 189

APENDICE6PERFILES 192

APENDICE7ADITIVOS DEL CEMENTO 195

APENDICE8ADITIVOS QUMICOS PARA LODOS 197APENDICE9MTODOAPIPROGRAMA EXCEL 201

APENDICE10RESUMEN DEL POZO VECINO LV-6X. 205

APENDICE11:REQUERIMIENTOS DE TALADRO 215

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Lista de Figuras

Lista de Figuras

Figura I-1 Bloque Falcn Este 16

Figura I-2 Proyecto Campo La Vela 18

Figura I-3 Edad y Formaciones presentes en la zona a perforar 20

Figura II-1 Representacin esquemtica de una sarta de revestimiento 24

Figura II-2 Diagramas esquemticos de Presin vs. Profundidad 28

Figura II-3 Relacin entre las profundidades 29

Figura II-4 Tendencia del parmetro dependiente de la porosidad 31Figura II-5 Diseo convencional a estallido 35

Figura II-6 Diseo convencional a colapso 36

Figura II-7 Seleccin de juntas para tubera de revestimiento 39

Figura II-8 Seleccin de juntas para tubera de produccin 39

Figura II-9 Partes de un Cabezal 40

Figura II-10 Prdidas de Presin en el Sistema de Produccin 49

Figura II-11 Determinacin de la capacidad de flujo 50

Figura II-12 Efecto del tamao de la tubera de produccin sobre la produccin 50Figura III-1 Resumen Operacional LV-6X 78

Figura III-2 Registro Litodensidad - Presin de Sobrecarga 82

Figura III-3 Perfil Gamma Ray 82

Figura III-4 Perfil snico en funcin de la profundidad 83

Figura III-5 Presiones Esperadas 84

Figura III-6 Presin de Estallido 86

Figura III-7 Presin de Colapso 88

Figura III-8 Diagrama de Cuerpo Libre para clculo de fuerzas axiales 88

Figura III-9 Tensin - Compresin 89

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Lista de Figuras

Figura III-10 Elipse de plasticidad para efectos biaxiales 90

Figura III-11 Presin de Estallido corregida por efectos biaxiales 91

Figura III-12 Presin de Colapso 95

Figura III-13 Diagrama de Cuerpo Libre para clculo de fuerzas axiales 95

Figura III-14 Tensin - Compresin 96Figura III-15 Presin de Colapso corregida por efectos biaxiales 98

Figura III-16 Curvas de Afluencia LV-6X 102

Figura III-17 Curvas de Oferta 103

Figura III-18 Curvas de Oferta y Demanda 105

Figura V-1 Punto de Asentamiento de los Revestidores 148

Figura V-2 Graficas de Estallido, Colapso y Tensin Rev. 20'' 150

Figura V-3 Graficas de Estallido, Colapso y Tensin Rev. 13 3/8'' 151

Figura V-4 Graficas de Estallido, Colapso y Tensin Rev. 9 5/8'' y Rev. 7 152

Figura V-5 Curvas de Oferta Estimadas 159

Figura V-6 Curvas de Demanda 160

Figura V-7 Tasa vs. Dimetros 161

Figura V-8 Diseo Tubera de Produccin 2 7/8'' 162

Figura VI-1 VPN vs Tiempo del proyecto 171

Figura VI-2 FCNd vs Tiempo del proyecto 172

Figura VI-3 Diagrama de Frecuencia Relativa 174

Figura VI-4 Diagrama de Frecuencia Acumulada 175

x


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Lista de Tablas

Lista de Tablas

Tabla II-1 Listas de mtodos para prediccin de presiones en yacimientos 32

Tabla II-2 Valores mnimos de los Factores de Diseo 37

Tabla III-1 Parmetros del Yacimiento 101Tabla V-1 Profundidades de Asentamiento 147

Tabla V-2 Revestidores Seleccionados y Factores de Seguridad 149

Tabla V-3 Condiciones de Carga Rev. 20'' 149

Tabla V-4 Condiciones de Carga Rev. 13 3/9'' 150

Tabla V-5 Condiciones de Carga Rev. 9 5/8'' 151

Tabla V-6 Especificaciones del Cabezal 164

Tabla V-7 Tipo de Fluido 154

Tabla V-8 Revestidores 155

Tabla V-9 Programa de Registros Elctricos 158

Tabla V-10 Tuberas de Produccin 159

Tabla V-11 Requerimientos Mnimos 164

Tabla VI-1 Esquema de explotacin de los pozos Error! Marcador no definido.

Tabla VI-2 Estructura del Flujo de Caja del Proyecto 170

xi


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Captulo I

Introduccin

12


13/217

Capitulo I Introduccin

1.Introduccin

La planificacin es el primer paso que se toma en la ejecucin de un

proyecto, de esta depender el xito o no de la operacin a realizar. En

la industria petrolera una buena planificacin es crtica, ya que esta

repercute directamente en los costos y estos a su vez en las ganancias

que se percibirn. La perforacin de un pozo no escapa a estas

afirmaciones, el proceso de perforacin de un pozo es un proceso muy

delicado donde entran en juego muchas variables que el ingeniero debe

saber considerar, adems, del xito de la perforacin dependern los

resultados de la ejecucin del proyecto, la vida til del pozo y por ende

la rentabilidad del mismo.

El siguiente trabajo de grado fue realizado con la finalidad de satisfacer

las necesidades requeridas por la empresa Vinccler Oil & Gas en el rea

de perforacin y completacin de la futura construccin de nuevos

pozos en el campo La Vela, adems de haber sido una oportunidad

perfecta para la aplicacin de los conocimientos adquiridos a lo largo de

la carrera de ingeniera de petrleo y as poder optar por el ttulo de

Ingeniero de Petrleo.

El campo La Vela fue descubierto por la Corporacin Creole en el ao

1932, con la perforacin de 5 pozos encontrando reservorios de gas, no

comerciales para ese entonces. Posteriormente, entre 1982 y 1985,

Corpoven, S.A., entonces filial de Petrleos de Venezuela, perfor tres

pozos profundos en la estructura (LV-6X, LV-7X y LV-8X). Estos pozos

encontraron petrleo y gas.

En 1995, dentro del marco de la segunda ronda de convenios

operativos, PDVSA otorg el bloque Falcn Este al consorcio Pennzoil-

Vinccler. Esta empresa oper el bloque hasta septiembre del ao 2000,

a partir de esta fecha Vinccler Oil & Gas, C.A; pas a ser el operador de

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dicho bloque, el cual est conformado por un rea de exploracin

denominada Agua Salada y un rea de produccin conformada

principalmente por los campos La Vela y Cumarebo.

En Julio 2003, Vinccler Oil and Gas, C.A. realiz un estudio integral para

sustentar el plan de desarrollo del campo, el cual contempla en su fase

inicial la rehabilitacin y prueba de los pozos LV-6X, LV-7X y LV-8X, a fin

de estimar las reservas del campo con mayor precisin, y con el objeto

de optimizar la ubicacin de los pozos de desarrollo.

A partir de lo expuesto anteriormente la empresa requiere desarrollaruna propuesta de un programa de perforacin y completacin de nuevos

pozos de desarrollo, para los efectos de este trabajo de grado se

procedi a presentar el programa de perforacin y completacin de un

solo pozo.

El objetivo principal de este trabajo es realizar la planificacin de la

perforacin y completacion de un pozo tipo de desarrollo en el campoLa Vela. Para la adecuada planificacin de esta operacin se llevaron a

cabo diversas actividades, algunas de ella fueron: el diseo de los

revestidores, la determinacin de las profundidades de asentamientos,

la seleccin de los fluidos de perforacin, la seleccin de mechas, la

planificacin de la cementacin, los equipos de completacin, etc.

Finalmente, se realiza un anlisis econmico del proyecto, que nospermite obtener una tasa interna de retorno y un valor presento neto,

adems de darnos los indicadores econmicos que respalda la ejecucin

del programa.

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2.Objetivo General

Desarrollo de la propuesta de perforacin y completacin de un pozotipo de desarrollo en el campo La Vela Tierra Edo. Falcn.

2.1Objetivos Especficos

Perforacin

Definicin de profundidades de asentamiento y diseo de

revestidores.

Planificacin de un programa de fluidos de perforacin.

Planificacin de un programa de cementacin y corrida de

revestidores.

Seleccin de mechas.

Planificacin de un programa de registros elctricos

Analizar riesgos operacionales en los diferentes hoyos.

Realizar una evaluacin econmica de la perforacin del pozo

nuevo.

Seleccin de taladro.

Dimensionar la localizacin.

Seleccin de cabezal.

Completacin

Diseo de la tubera de produccin.

Diseo de equipo de completacin.

Planificacin de pruebas de pozo

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3.Vinccler Oil & Gas, C.A

En 1995 el Bloque Falcn Este fue otorgado al consorcio Pennzoil-Vinccler en la segunda ronda de convenios operativos. Penzooil-Vinccler

oper el bloque hasta mediados del ao 2000, a partir de esta fecha

Vinccler Oil & Gas, C.A, es el operador de dicho bloque (Figura I-1), el

cual est conformado por un rea de exploracin denominada Agua

Salada y un rea de produccin conformada por el Campo la Vela y

Campo Cumarebo.

Figura I-1 Bloque Falcn Este

El Campo Cumarebo ha sido explotado de manera significativa desde los

aos 30, esto trae como consecuencia, que este campo sea consideradomaduro por sus niveles de agotamiento, por otra parte el Campo La Vela

nunca ha sido puesto en produccin continua debido a que no existen

facilidades de produccin en superficie y adems el campo tiene una

alta relacin gas-petrleo. Actualmente, PDVSA ejecuta el proyecto

denominado ICO (Interconexin Centro-Occidente) que permitir

empalmar los sistemas de transporte de gas desde Morn, estado

Carabobo hasta Ro Seco, estado Falcn. Debido a esto en la actualidadse estn llevando a cabo los estudios de facilidades de reactivacin de

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este campo, adems tambin se encuentran en el proceso de

adquisicin de una licencia de gas para la produccin de este tipo de

hidrocarburo. Actualmente Vinccler Oil & Gas tiene una produccin

promedio de 600 BOPD y 800 MPCGD todo esto proveniente del CampoCumarebo y se espera para inicios de 2005 poner en produccin el

Campo La Vela.

Finalmente, Vinccler Oil & Gas ha expresado su voluntad en la

participacin de la licitacin del rea del Bloque Costa Afuera del Estado

Falcn, que esta siendo planificada por el Ministerio de Energas y Minas

para ser realizada a finales del ao 2005.

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4.Campo La Vela

El Campo La Vela Tierra (Figura I-2) est ubicado al noreste del EstadoFalcn a unos 15 Kms al Este de la Ciudad de Coro, fu descubierto en

1932 por la Corporacin Creole, con la perforacin del pozo La Vela 2X,

el cual encontr gas en los reservorios miocenos de la Formacin Cerro

Pelado. Adems de este pozo, Creole perfor 4 pozos someros no

comerciales entre 1923 y 1935. Todos los pozos fueron perforados en

la parte alta de la estructura, excepto el pozo LV-5X que se perfor en

una estructura distinta al suroeste del campo.

Posteriormente, entre 1982 y 1985, Corpoven, S.A., entonces filial de

Petrleos de Venezuela, perfor tres pozos profundos en la estructura

(LV-6X, LV-7X y LV-8X). Estos pozos encontraron petrleo y gas en cinco

reservorios pertenecientes a las formaciones Caujarao, Socorro, Cerro

Pelado, Oligoceno (Pecaya/Pedregoso) y en el Basamento. Los

principales son Socorro, Cerro Pelado y Pecaya/Pedregoso.

Figura I-2 Proyecto Campo La Vela

El campo La Vela es una estructura de tipo anticlinal, originado por el

sobre-corrimiento de rocas terciarias sobre la falla de Guadalupe. Laestructura tiene unos 10 km de largo por 4 de ancho, con una direccin

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noreste-suroeste. El flanco sureste tiene un buzamiento de unos 20

grados hacia el sureste, mientras que el flanco noroeste tiene una mayor

inclinacin, alcanzando hasta 40 grados en direccin noroeste

Los reservorios son generalmente areniscas de grano fino a muy fino,

con porosidades en el orden de 12 a 33 %, con un promedio de 18 % y

contienen en su mayora gas petrleo con una alta relacin gas-

petrleo. Se ha observado que la cantidad de gas aumenta con

profundidad, es decir, en los reservorios de edad Oligoceno.

Las reservas probadas remanentes oficiales del campo se estiman en4,985 MMBls de petrleo y 66,543 MMMPC de gas asociado al petrleo.

En Julio 2003, Vinccler Oil and Gas, C.A. realiz un estudio integral para

sustentar el plan de desarrollo del campo, el cual contempla en su fase

inicial la rehabilitacin y prueba de los pozos LV-6X, LV-7X y LV-8X, a fin

de estimar las reservas del campo con mayor precisin, con el objeto de

optimizar la ubicacin de los pozos de desarrollo.

El Campo La Vela no ha sido puesto en produccin de manera continua

debido a que no existen facilidades de produccin y adems el campo

tiene una alta relacin gas-petrleo. Actualmente Vinccler Oil & Gas se

encuentra en periodo de negociacin para la obtencin de una licencia

de gas y contar con la permisologa necesaria para la produccin del gas

de este Campo. Adicionalmente PDVSA ejecuta el proyecto denominadoICO (Interconexin Centro-Occidente) que permitir empalmar los

sistemas de transporte de gas desde Morn, estado Carabobo hasta Ro

Seco, estado Falcn. Debido a esto se plantea la planificacin de la

perforacin de pozos de desarrollo en el campo La Vela a fin de

producir para comienzos del ao 2005 una cantidad significativa de gas

para proveer al gasoducto mencionado anteriormente.

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4.1Descripcin Litolgica

La actividad de perforar pozos requiere conocer las caractersticas

geolgicas de la zona donde se planea hacerlo, con la finalidad de

disear el mejor esquema mecnico del pozo. Esto permitir minimizarlos posibles problemas operacionales y en caso de presentarse cualquier

evento, tener conocimiento de una serie de datos que faciliten la

bsqueda de soluciones al problema. En el Campo La Vela se encuentra

la siguiente estratigrafa (Figura I-3):

La Vela

Caujarao

Socorro

Querales

Cerro Pelado

Pedregoso

Agua Clara

Pecaya ???

Agua Clara

Plioceno

Edad Formacin

Topes Oficiales

Inferior

Mioceno

Oligoceno

Mioceno Inferior

Oligoceno

Superior

Medio

1420'

2525'

3590'

5150'

5769'

6294'

9310'

9690'

11039'

Figura I-3 Edad y Formaciones presentes en la zona a perforar

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Formacin La Vela:

Perteneciente al Plioceno, esta formacin se encuentra compuesta

principalmente por areniscas muy calcreas, de colores claros, marrn a

gris; lutitas compactas, impuras, rojizas en la base y algunas areniscascon macrofauna.

Formacin Caujarao:

Perteneciente al Plioceno y Mioceno superior, constituida

principalmente de lutitas arcillosas, con intercalaciones de margas y

calizas fosilferas, topogrficamente muy prominentes, y algunas capas

de arenas de grano fino en su parte inferior.

Formacin Socorro:

Perteneciente al Mioceno Superior y Medio, constituida por un intervalo

inferior con areniscas, lutitas, margas fosilferas y calizas, y otro

superior de areniscas, turbas y lutitas laminadas, sin elementos

calcreas ni horizontes fosilferos.

Formacin Querales:

Perteneciente al Mioceno Medio, formada en ms del 90% por lutitas de

colores oscuros, con intercalaciones de areniscas de grano fino, en

paquetes de hasta 4 m de espesor, muy bioturbadas, escasas margas y

calizas conchferas en capas delgadas y algunos finos niveles

carbonosos

Formacin Cerro Pelado:

Perteneciente al Mioceno Inferior, constituida dominantemente por

areniscas de grano fino a medio, con intervalos de grano grueso y hasta

conglomertico, dispuestas en capas desde pocos metros a 20 y 30 m

de espesor. Las areniscas muestran estratificacin cruzada planar, a

veces festoneada, rizaduras de corriente, y cierta bioturbacin en la

base de las capas.

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Formacin Agua Clara:

Perteneciente al Mioceno Inferior, formada por lutitas ferruginosas,

concrecionarias, arenosas y yesferas de color gris negruzco, con

intercalaciones delgadas de areniscas limosas y calcreas, localmenteglauconticas y fosilferas, de color verdoso a gris, modificado por

manchones rojizos en superficies meteorizadas.

Formacin Pedregoso:

Perteneciente al Oligoceno, la litologa consiste de lutitas con

intercalaciones rtmicas de calizas y, en menor proporcin, de areniscas

y limolitas. Las lutitas son de color gris oscuro, duras, limosas y muy

calcreas; a veces contienen pirita y rompen con fractura concoidea, en

forma de bloque.

Formacin Pecaya:

Perteneciente al Oligoceno, consiste esencialmente de lutitas gris

oscuro, generalmente fsiles y limolticas, localmente calcreas, con

ocasionales interestratificaciones de areniscas y calizas bioclsticas, en

capas delgadas. Estas intercalaciones se han citado principalmente de la

regin norte, cerca de la sierra de San Luis, donde tambin aparecen

grandes concreciones irregulares de material calcreo, de color ocre

amarillento, de hasta ms de 2 m de dimetro.

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Captulo II

Marco Terico

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Capitulo II Marco Terico

1.Tubera de Revestimiento y Produccin 1, 4, 16

En general, se puede definir como tubera de revestimiento a la que se

utiliza para recubrir las paredes del pozo, con el propsito de aislar

acuferos superficiales, zonas de baja y altas presiones y cubrir zonas

problemticas entre otras. Usualmente est constituida por secciones de

diferentes dimetros, espesores y materiales, dependiendo de las

condiciones de profundidad, presin, temperatura, etc. reinantes en

cada zona.

Por otra parte, la tubera de produccin ser aquella por donde circular

el crudo en su camino a la superficie.

En la figura que se muestra a continuacin se presentan

esquemticamente los diferentes tipos de tubera de revestimiento as

como la de produccin.

S u p e r f i c i a l

I n t e r m e d i o

C o n d u c t o r

T u b e r a d ep r o d u cci n

T ie b a c k d ep r o d u cci n

C a m i s a d e

p r o d u cci n

Figura II-1 Representacin esquemtica de una sarta de revestimiento

Hay tres sealamientos generales que se pueden aplicar a cualquier

elemento de la sarta, dependiendo de ciertas caractersticas. El primero

es el calificativo de produccin. Un elemento es llamado de

produccin (revestidor intermedio vs. revestidor de produccin) cuando

existe la posibilidad de contacto con el fluido de produccin. El

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25/217


segundo es camisa, se denomina as a un revestidor que no llega a la

superficie, sino que es colgado del revestidor anterior. El tercero

calificativo es de tieback, el cual designa un revestidor que empalma

en uno inferior y sube a la superficie (lo contrario de la camisa).En un diseo de pozo cada sarta de tubera cumple una funcin vital en

las fases de perforacin y produccin del pozo. En la prxima seccin se

presenta una breve descripcin del papel de cada sarta de la tubera de

revestimiento y las cargas que deben resistir.

2.Designacin y Funciones de las Sartas de Tubera16

2.1Conductor Reduce al mnimo la prdida de circulacin a poca profundidad

Conducto por donde el lodo regresa a la superficie al comienzo de

la perforacin

Minimiza la erosin de sedimentos superficiales debajo del

taladro

Protege de la erosin las tuberas de revestimiento subsiguientes

Sirve de soporte para el sistema desviador en caso de afluencia

inesperada a poca profundidad.

2.2Tubera de superficie

Soporta y protege de la corrosin cualquier tramo de tubera de

revestimiento subsiguiente

Previene los derrumbes de los sedimentos no consolidados, ms

debilitados, que se hallan prximos a la superficie Protege de la contaminacin las arenas someras que contienen

agua dulce

Proporciona resistencia a las arremetidas para poder perforar a

mayor profundidad

Sirve de apoyo primario para los impiderreventones

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2.3Tubera intermedia, camisas de perforacin y tiebacks de

perforacin

Permite cargar grandes pesos de lodo sin amenazar las

formaciones someras Controla las zonas de sal, y las lutitas desmoronables de fcil

desprendimiento

Revestidor de produccin, camisa de produccin y tieback de

produccin

Protege el ambiente en caso de una falla de tubera

Permite cambiar o reparar la tubera de produccin

Asla la zona productora de las dems formaciones

Crea un conducto de paso de dimensiones conocidas

2.4Tubera de produccin

Constituye el conducto por donde fluye el fluido en la fase de

produccin

Sirve para controlar la presin del yacimiento Permite estimular el yacimiento

3.Diseo de la Profundidades de Asentamiento de las

Tuberas de Revestimiento13, 15, 16, 20

Las profundidades a las cuales se asienta la tubera de revestimiento

deben estar acorde a las condiciones geolgicas y la funcin que debecumplir el revestidor. En los pozos profundos, generalmente la

consideracin primordial es controlar la acumulacin de presiones

anormales en la formacin y evitar que alcancen y afecten zonas

someras ms dbiles. De modo que la planificacin de la colocacin

correcta del revestidor comienza por la identificacin de las condiciones

geolgicas, presiones de la formacin y gradientes de fractura.

En el caso de perforacin en zonas ya explotadas, cuyas tendenciasgeolgicas se conocen, inclusive la presin intersticial y los gradientes

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27/217


de fractura, resulta muy sencillo seleccionar la profundidad ptima a la

cual se habr de asentar el revestidor. La estrategia utilizada ms

eficazmente para determinar el lugar de asentamiento del revestidor

consiste en seleccionar la sarta ms profunda primero, para luego irpasando sucesivamente de la tubera de fondo a la de superficie.

El mtodo convencional de seleccin de la profundidad de asentamiento

de la tubera de revestimiento comienza por la identificacin del gra-

diente de presin intersticial o presin de poro y del gradiente de

fractura. El primero se refiere a la presin que ejercen los fluidos de la

formacin (la presin que se medira si se colocara un manmetro a esa

profundidad), mientras que el gradiente de fractura se refiere a lapresin que es capaz de romper la formacin.

Ahora bien, como es de todos conocidos, la presin absoluta aumenta

con la profundidad, tal como se muestra en la parte (a) de la Figura II-2,

este aumento de presin puede caracterizarse a travs de la pendiente o

gradiente, de forma tal que el gradiente de presin se define como:

prof

p

dprofundidadeAumento

presindeAumentopresindeGradiente

==

II-1

Al representar la profundidad como funcin del gradiente de presin de

un hoyo lleno con un fluido, se obtiene una lnea recta vertical, tal como

se muestra en la parte (a) de la Figura II-2. Sin embargo si las presiones

no aumentan en forma lineal, sino que hay cambios debido a la

presencia de condiciones geolgicas extraordinarias, entonces los

diagramas de. Profundidad vs. Presin y Profundidad vs. Gradiente de

Presin se transforman en lo que se muestra en la parte (b) de la Figura

II-2

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Profundidad

Presin

p

prof

Gradientede presin

pprof=

Profundidad

Gradientede presin

Profundidad

Presin Gradientede presin

Profundidad

Zona depresinnormal

Zona depresinanormal

(a) (b)

Figura II-2 Diagramas esquemticos de Presin vs. Profundidad y gradiente de

presin vs. Profundidad.

Entonces, para la seleccin de la profundidad de asentamiento de latubera de revestimiento se utiliza un grfico donde se muestren: el gra-

diente de presin de poro y el gradiente de fractura, tal como el que se

muestra en el ejemplo simplificado que se ilustra en la Figura II-2.

Evidentemente el gradiente de fractura es superior al de presin de

poro.

La operacin normal de perforacin se desarrollar en el espacio entre

ambos gradientes. Es decir, se utilizar un fluido de perforacin quegenere ms presin que la presin de poro para controlar el pozo y sin

embargo, ese fluido no deber generar una presin tan grande que

fracture la formacin y se fugue hacia sta. Por razones de seguridad,

se trabaja entonces con una presin ligeramente superior o

sobrebalance a la presin de poro, generalmente entre 0,5 y 1,0 lb/gal.

Igual se hace con la presin de fractura a la que se le sustrae un valor

similar (margen de arremetida) por seguridad.As finalmente, el proceso de seleccin de la profundidades de

asentamiento se inicia en el fondo, proyectando la densidad del lodo a

la profundidad total (presin intersticial ms sobrebalance) hasta el

punto en que intercepta el gradiente de fractura menos un margen de

arremetida (segmento a-b). Se asienta el revestidor en ese punto y da

inicio al proceso otra vez (segmento c-d).

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Peso equivalente de lodo Plan del pozo

Gradientede fractura

Gradiente de frac-tura menos mrgende arremetida

Profundidad

P

resinnormal

Geopresin

Gradientede presinde poro

Densidaddel lodo

Profundidad total

Conductor

Superficial

Intermedio

Camisa deperforacin

Tubular deproduccin

Figura II-3 Relacin entre la profundidad de asentamiento del revestidor, presin de

poros de la formacin, gradiente de presin y gradiente de fractura

Siempre que los esfuerzos subterrneos sigan el patrn normal segn el

cual el esfuerzo y la resistencia a la fractura aumentan a medida que

aumenta la profundidad, ser muy fcil determinar los puntos de

asentamiento del revestidor siempre y cuando se cuente con buenainformacin geolgica.

Cuando se encuentre una presin anormal en la formacin, ser preciso

aumentar la densidad del fluido de perforacin para evitar la entrada de

fluidos desde alguna formacin permeable. Como es necesario

mantener la presin del pozo por debajo de la presin que fracturara la

formacin ms dbil y menos consolidada que se encuentra justo por

debajo de la zapata precedente, existe una profundidad mxima hastala cual se puede perforar el pozo sin tener que colocar ni cementar

tubera de revestimiento.

4. Mtodos para estimar la presin de poros13, 15, 16, 20

Para que los datos de presiones de poro tengan la utilidad requerida en

cualquiera que sea el proceso que dependa de ellos, su confiabilidad

debe ser alta y su disponibilidad inmediata. Sin embargo, la medicindirecta de la presin de formacin la cual es la fuente mas confiable

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para la obtencin de este dato, es muy costosa y posiblemente se

realiza solo despus de haberse perforado el pozo en la zona

productora. Por otro lado, aun cuando se hayan perforado gran cantidad

de pozos en el rea, usualmente unos pocos poseen datos de este tipode prueba. Por lo cual, el ingeniero de perforacin se ve en la obligacin

de depender de estimaciones indirectas de la presin de poros para

planificar y ejecutar la perforacin de un pozo.

La mayora de los mtodos indirectos de prediccin de presiones de

poro se basan en el anlisis de las tendencias mostradas por los

parmetros dependientes de la porosidad como una funcin de la

profundidad, que en el caso de formaciones con presin normalmuestran una clara tendencia al decrecimiento de la porosidad al

incrementarse la compactacin (Parte a, Figura II-4). Cualquier

desviacin de esta tendencia da una seal de la presencia de presiones

anormales (Parte b, Figura II-4). La estimacin numrica de la presin de

poro se basa en dos hiptesis fundamentales:

1era La primera se basa en la suposicin de que formaciones

similares con el mismo valor de porosidad se encuentransometidas al mismo valor de esfuerzo matricial efectivo z. Por

consiguiente, el estado de esfuerzo matricial z, de una

formacin anormalmente presurizada a una profundidad D, es el

mismo que el estado de esfuerzo matricial, zn, de una

formacin normalmente presurizada a una profundidad menor

Dn, la cual da el mismo valor del parmetro dependiente de la

porosidad,oobznz P==

II-2

donde obn se evala a la profundidad Dn de porosidad

equivalente. La presin de poro Po a la profundidad D, se

obtiene mediante la ecuacin:

zoboP = II-3

2da La segunda suposicin para calcular la presin de formacinempleando el grfico del parmetro dependiente de la porosidad

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en funcin de la profundidad involucra el uso de correlaciones

empricas. Usualmente, esta hiptesis tiene mejor aproximacin

que la presuncin del esfuerzo matricial. Sin embargo, para

obtener una adecuada correlacin debern obtenerse suficientesdatos en el rea de inters. Generalmente, estas correlaciones

empricas consideran la variacin del parmetro dependiente de la

porosidad en relacin con la lnea base de tendencia normal

expresada como una diferencia (X-Xn) o bien como una relacin

(X/Xn), (Parte b, Figura II-4)

Parmetro dependiente de laporosidad (X)

Parmetro dependiente de la

porosidad (X)

a.- Formaciones presurizadasnormalmente

b.- Formaciones presurizadasanormalmente

Formaciones

anormalmente

presurizadas

Formaciones

normalmente

presurizadas

Zona detransicin

Figura II-4 Tendencia del parmetro dependiente de la porosidad como una funcinde la profundidad

De acuerdo a la naturaleza de los datos, los mtodos para estimar la

presin de poros se clasifican en: (a) antes de perforar, (b) mientras se

perfora, y (c) despus de perforar. Para nuestro estudio especfico

utilizaremos el mtodo de Eaton para el clculo de las presiones de

poros con la utilizacin de registros elctricos, que segn estas

especificaciones es un mtodo despus de perforar. En la Tabla II-1 se

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presenta un resumen de los mtodos disponible para la prediccin de

presiones de poro y gradientes de fractura.

Mtodos predictivosGeologa regional.

Mtodos geofsicos (Ssmica 2D, Ssmica 3D, etc.).

Antes de perforar.

Parmetros mientras se perforaTasa de penetracin.Exponente d.Sismalog.Tasa de penetracin normalizada.M.W.D. (measurements while drilling)TorqueArrastre

Mientras se perfora(tiempo real)

Parmetros del lodo de perforacinNivel en los tanques.

Tasa de flujo.Presin de bombeo.

Mientras se perfora

(tiempo real)

Corte de gas en el lodo.Densidad del lodo.Temperatura del lodo.

Mientras se perfora(tiempo no real)

Anlisis de ripiosLitologa.Densidad de las lutitas.Factor de lutita.Forma, tamao y cantidad de ripios.Gas en los ripios.

Mientras se perfora(tiempo no real)

RegistrosResistividad.Snico.Densidad/Neutrn.Gamma Ray

Despus/mientrasse perfora

Evaluacin directa de presin (Pruebas de formacin)Drill stem tests (DST)Pruebas de formacin mediante registros de guaya fina.

Despus de perforar

Verificacin ssmica del pozo.CheckshotVSP

Despus de perforar

Tabla II-1 Listas de mtodos para prediccin de presiones en yacimientos

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5.Prediccin del Gradiente de Fractura13, 15, 16, 20

Para prevenir arremetidas durante la perforacin de un pozo es

necesario mantener una densidad de lodo de forma tal que las presionesgeneradas por la hidrosttica de dicho lodo dentro del hoyo sean

ligeramente superiores a la presin nativa de los fluidos de formacin a

lo largo del proceso de perforacin. Cuando se perforan formaciones

con presiones anormales es necesario el incremento en densidad del

lodo utilizado para mantener el equilibrio con la nueva formacin a ser

perforada. Sin embargo este cambio tiene otras consecuencias asociadas

que se deben tener en consideracin, una de las cuales es el incrementode la presin a lo largo de todo el hoyo abierto, incluyendo las

formaciones ms dbiles previamente perforadas y no revestidas, por lo

cual es importante tener en cuenta:

Que estas formaciones ya perforadas son porosas o ya estn

fracturadas y tienen una presin de poro muy baja en

comparacin con la presin requerida a mayor profundidad. En

esta circunstancia puede haber filtracin o prdida de circulacin. Y por otra parte si la presin del lodo excede los esfuerzos in

situ y la resistencia geomecnica de la formacin, produce

fracturas y el resultado de la misma es: filtracin y prdidas de

circulacin.

Esto ltimo es lo que generalmente se trata de evitar con la utilizacin

de una densidad de lodo cuya presin equivalente este por debajo de la

presin de fractura a una profundidad dada. Como se puede deducir,este ltimo es llamado el gradiente de fractura.

La informacin del gradiente de fractura es necesaria para:

Establecer el programa de perforacin y las profundidades de

asentamiento de revestidores. Las densidades de lodo planificadas

para cada etapa de perforacin no deben exceder el respectivo

gradiente de fractura esperado en el hoyo abierto.

Determinar la mxima presin anular tolerada durante el procesode control de pozo, para evitar reventones sub-superficiales.

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Estimar las presiones requeridas para posibles trabajos de

estimulacin por medio del fracturamiento hidrulico.

5.1Mtodos de evaluacin del gradiente de fractura

Existen varios mtodos para la estimacin del gradiente de fractura los

cuales fueron generados para propsitos especficos y la mayora

desarrollados por compaas de registros o empresas de servicio. Entre

estos mtodos, los ms renombrados son:

Hubbert & Willis (1957)

Matthews & Kelly (1967)

Eaton (1969)

Anderson (1973)

Zamora ((1989)

En nuestro estudio especifico utilizaremos el mtodo de Hubbert &

Willis, el cual por su facilidad en la ubicacin de informacin

mayormente dependiente de los registros elctricos en zonas con muy

poca caracterizacin geomecnica, hace de este mtodo una excelente

herramienta en la determinacin de este parmetro.

6.Diseo de Revestidores1, 4, 17

El diseo de las sartas de revestimiento generalmente est relacionado

con la minimizacin de costos, el diseo implica el clculo de los

factores que influencian en la falla del revestidor y la seleccin del grado

de revestidor ms adecuado para una operacin especfica, que envuelva

seguridad y economa. El programa de revestidores debe reflejar los

requerimientos de completacin y produccin.

El diseo prctico consiste de tres etapas bsicas:

Determinar los tamaos y longitudes de las sartas de

revestimiento que sern corridas en el pozo

Calcular los tipos y magnitudes de las condiciones de carga que

sern encontradas

Seleccionar los pesos y grados de revestidor que no fallarn

cuando estn sujetos a esas cargas

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El objetivo primario del diseo de las sartas de revestimiento es permitir

el control de las condiciones que se presentaran en el pozo y lograr el

propsito final de la perforacin, que consiste en evaluar la formacin

geolgica y permitir la produccin segura del pozo.

6.1Criterios de Diseo

6.1.1Estallido

El valor nominal de resistencia a la presin interna, a menudo

denominado, valor nominal de estallido, caracteriza las limitaciones de

una tubera en condiciones de carga de presin interna. El factor

fundamental que afecta la capacidad de resistencia a la presin interna

del tubular es la resistencia a la fluencia del cuerpo de la tubera.

La Figura II-5 muestra las cargas consideradas en el estallido que son

utilizadas en las prcticas de diseo convencionales. Las densidades de

los fluidos y las presiones superficiales se combinan para determinar la

mayor presin diferencial para estallido, que suele monitorearse

solamente en el tope o en el fondo de la sarta. Luego, la presin interna

mnima de cedencia del cuerpo de la tubera o de la conexin se divide

entre la presin de estallido mayor para determinar el factor de diseo

mnimo.

P externa P interna

e

i

Profundidad Figura II-5 Consideraciones de presin interna y externa en el diseo

convencional a estallido

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6.1.2Colapso

El diseo convencional de colapso considera una evacuacin de fluido

(vaco) hasta una profundidad especfica en el interior de la sarta. La

presin externa est determinada por el peso del lodo donde se corre lasarta. La Figura II-6 muestra este tipo de carga. Generalmente, se toma

en consideracin el efecto de la tensin en la reduccin de la resistencia

al colapso del revestidor.

Profundidad

P externa P interna

e

i

Figura II-6 Consideraciones de presin interna y externa en el

diseo convencional a colapso

6.1.3Tensin

Cuando se disea una sarta para que opere en condiciones de tensin,los mtodos convencionales parten de una premisa en virtud de la cual

la tubera est suspendida en un fluido uniforme. Por consiguiente, los

nicos factores que determinan la carga de tensin en el revestidor son

el peso suspendido y la fuerza de flotabilidad aplicada al fondo de la

sarta.

6.2Factor de Diseo vs. Factor de Seguridad

Todos los modos de carga bsicos pueden reducirse a parmetros

mediante los cuales puede evaluarse la aptitud de un diseo de sarta.

Estos parmetros pueden expresarse en el siguiente formato:

aplicadaCarga

MaterialdeltericaaResistenciDiseodeFactor =

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Los valores de Factor de diseo aceptados por PDVSA como mnimos

para el diseo de revestidores y tubera de produccin se muestran en la

Tabla II-2

Colapso Estallido TensinConductor 1,0 -- --

Superficie 1,0 1,1 1,6

Proteccin 1,0 1,1 1,6

Produccin 1,1 1,1 1,6

Tubera de

Produccin1,1 1,1 1,6

Tabla II-2 Valores mnimos de los Factores de Diseo, segn PDVSA, para

revestidores y tubera de produccin.

Los factores de seguridad se emplean para expresar cun prxima a

producir una falla se encuentra la carga aplicada. Dichos factores no

puede determinarse con precisin sino hasta que se produce una falla.

En realidad, el factor de seguridad puede expresarse como:

Factor deseguridadsistencia real delMaterial

C a real aplicada=Re

arg

Para mayor informacin referirse al APENDICE 5.

7.Las Conexiones de los Tubulares17

La conexin o junta es el dispositivo mecnico que se utiliza para unir

tramos de tubera, equipos de fondo y/o accesorios para formar una

sarta de tubera de caractersticas geomtricas y funcionales especficas.

Ahora bien, por qu reviste tanta importancia este tema?, las

principales razones son:

Ms del 90% de las fallas que sufren las sartas de tubera se

originan en las conexiones.

Las conexiones representan entre 10% y el 50% de costo total del

tubular (la cifra era muy superior en el pasado).

En general, las conexiones son clasificadas en dos grandes grupos en

funcin de la geometra:

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Conexiones API - Son las juntas que se rigen por especificaciones

del dominio pblico STD 5B1 y SPEC 5CT2 de API. Las

especificaciones STD 5B de API slo cubren las roscas, es decir,

los filos que se observan en los extremos de la tubera. Sinembargo, una conexin tambin comprende el material que la

constituye y factores geomtricos que no se relacionan con las

roscas. Por ejemplo, el dimetro externo del acoplamiento y la

longitud del acoplamiento, no se especifican en STD 5B, sino en la

SPEC 5CT de API.

Conexiones Patentadas - Son juntas para productos tubulares

sobre las cuales existen derechos de propiedad y que poseenespecificaciones confidenciales, generalmente asociadas a

patentes y/o secretos industriales, es decir, informacin

confidencial.

7.1Las Conexiones Aprobadas por PDVSA

Con el fin de reducir los costos de adquisicin, as como aumentar la

disponibilidad debido a la posibilidad de intercambio, PDVSA decidi

normalizar las conexiones, as como el proceso de seleccin a fin de

mantener en un mnimo el nmero de tipos de conexiones utilizadas.

Por otra parte, para cada tipo de conexin propietaria se tomaron en

cuenta dos fabricantes distintos para mantener una sana competitividad

en cuanto a nivel de precios.

En las Figura II-7 y Figura II-8 se han representado los rboles de

decisiones para la seleccin de juntas aprobadas por la Comunidad de

Conocimiento de Diseo y Trayectoria de Pozos para el primer trimestre

del 2000. Es importante sealar que tanto las preguntas, como las

1 Especificacin API STD 5B. Specification for Threading, Gaging, and Thread Inspection of Casing,

Tubing, and Line Pipe Threads (en castellano, Especificaciones para roscado, calibracin e

inspeccin de roscas en roscas de revestidores, tuberas de produccin y lneas). Thirteenth Edition,

mayo 31, 1988.2 Especificacin API 5CT. Specification for Casing and Tubing (U.S. Customary Units) (en

castellano Especificaciones para revestidores y tuberas de produccin - Unidades de EstadosUnidos). Fifth Edition, abril 1, 1995.

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conexiones que aparecen en las dos prximas figuras pueden cambiar

de acuerdo con modificaciones que sugiera dicha comunidad.

Inicio

Dimetro

> 20

Si

No

Drillequib

RL-4S

Dimetro

> 16

Si

No

Prof.>1.000o

Pres.>2.000#

Big Omega

BTB

Buttress

Si

No

SiNo

SLX

NJOSTL

511

Pres..>5.000#o

Severidad>10/100

Inclinacin>45

Buttress NK3SB

TC-II

No

REVESTIDORES

Pres..>5.000#

Si

Si

STL

oSeveridad>10/100

Holgura P.Crt.

STL

511

533

STC

Acopladas

Peso

> P.Crt.

533

STP

PesadasLigeras

533

STC

NK3SB

VAM ACE

NK3SB

VAM ACE

SiNo

Dimetr o P. C rtico

2 7/8 6.5 3 1/2 10.3 4 1/2 13.5 5 1/2 Slo pesadas 7 Slo pesadas

Figura II-8 rbol de decisiones para la seleccin de juntas para tubera de

produccin. Vlido para el primer trimestre de 1998.

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8.Cabezal6

El cabezal es el conjunto de vlvulas, calzadores y elementos

empacadores y sellantes, donde culminan las tuberas de revestimientoy de produccin que llegan a superficie. Luego de la culminacin de la

fase de perforacin y terminacin de un pozo y que comienza la vida

productiva del mismo, el cabezal del pozo representa el equipo ms

importante, ya que es el responsable de mantener el control del pozo.

Una falla de este equipo puede dejar que el pozo fluya

incontroladamente, lo cual ocasiona prdidas econmicas,

contaminacin del medio ambiente y hasta prdidas humanas; por esoal seleccionar un cabezal se deben considerar todos los parmetros de

produccin, as como tener un buen mantenimiento (Figura II-9).

Figura II-9 Partes de un Cabezal

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8.1Funciones de un Cabezal:

Controlar y dirigir la entrada y salida de fluidos, mediante el uso

de vlvulas y reductores.

Colgar la tubera de produccin y los diferentes revestimientos

(superficie, intermedio y produccin) utilizando colgadores o

cebollas.

Sellar espacios anulares entre los tabulares a nivel de superficie.

Servir como base para la instalacin de las vlvulas de seguridad

(vlvulas impiderreventones) para controlar influjos y cerrar el

pozo ante cualquier situacin anormal que se presente durante

los trabajos de rehabilitacin.

8.2 Tipos de Cabezal

La presin, temperatura y el tipo de fluido que han de manejarse, as

como el mtodo de terminacin-produccin, y la profundidad son los

factores que determinan el tipo de cabezal que debe instalarse en un

pozo.

Produccin Convencional:

Es un tipo de cabezal utilizado para pozos en los cuales no se espera

componentes indeseables (H2S, CO2). Frecuentemente estos cabezales

se utilizan en pozos que se terminarn en yacimientos tanto del

Mioceno como del Eoceno en profundidades no mayores a 14.000 pies,

y los mismos permiten producir en flujo natural o en levantamiento

artificial y realizar trabajos de estimulacin (fracturas, cidos

matriciales, etc.).

Produccin Trmica:

Son cabezales utilizados en pozos sometidos a inyeccin de vapor y

donde se alcanzan temperaturas de hasta 650F. Estructuralmente,

son similares al cabezal de produccin convencional, con la diferencia

de que el cuerpo en s, y sus componentes estn fabricados con material

resistente a altas temperaturas.

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Produccin de Medios Corrosivos

Como su nombre lo indica, estn diseados para manejar presiones de

hasta 15.000 lpc y componentes altamente corrosivos como el CO2 y

H2S, frecuentemente este tipo de cabezal se usa en pozos conprofundidades mayores de 14.000 pies, que han de terminarse en

yacimientos del Oligoceno y Cretcico. Se diferencia de los cabezales

convencionales, porque consta de una seccin adicional, la cual sirve

para colgar el revestimiento intermedio.

Cabezales para Casos Especiales

Existen otras clases de cabezales que se utilizan dependiendo del tipo

de terminacin y mtodo de produccin. Entre estos se puede

mencionar los cabezales para completar con mltiples sartas, pozos que

producirn mediante levantamiento artificial por bombeo (mecnico,

tornillo electrosumergible, etc.), as como pozos que llevan vlvulas de

seguridad hidrulica, en las cuales el cabezal debe estar preparado para

utilizar lnea de control hidrulico (Pozos inyectores de gas).

8.3Componentes de un Cabezal

Los cabezales convencionales y trmicos estn conformados por cuatro

secciones, cada una de las cuales cumple una funcin especfica que se

detalla a continuacin:

Seccin A o cabezal del revestimiento de produccin:

Esta seccin es la primera que se instala, luego de correr elrevestimiento de superficie, y la misma puede ir soldada o enroscada a

dicho revestimiento. Est conformada por la brida del revestimiento de

superficie y, generalmente, por dos vlvulas laterales, las cuales

permiten la entrada o salida de fluidos a travs del anular de superficie.

En su parte interna, esta seccin posee un perfil donde se asienta el

colgador o cebolla del revestimiento de produccin, y en la cara de la

brida tiene un canal donde se coloca el anillo que hace el sello metal-

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metal entre la brida del revestimiento de superficie y la brida inferior del

cabezal de la tubera de produccin.

Colgador o Cebolla del revestimiento de produccin:

Es un elemento de forma cnica o cilndrica que se asienta en el perfil

del cabezal del revestimiento de produccin y su funcin es la de

soportar el peso de la sarta del revestimiento y, a la vez, aislar el anular

de superficie, y es conocido como sello primario.

Seccin B

Se conoce como cabezal de la tubera de produccin o inyeccin. Es un

carreto con dos bridas y, usualmente, la inferior es de mayor dimetroque la superior. Adicionalmente, posee dos bocas laterales con sus

respectivas vlvulas, que permiten la salida y entrada de fluidos a travs

del anular de produccin y donde va conectada la lnea de inyeccin de

gas de levantamiento. En su parte inferior e internamente, posee un

juego de empacaduras que forman sello secundario, dentro del cual

viene a insertase la pestaa del revestimiento de produccin. Esta

empacadura se expande horizontalmente y sirve parra sellar cualquiercomunicacin entre ambos revestimientos o entre el de produccin y la

parte interna del cabezal.

Internamente, este cabezal posee un asiento o perfil donde se coloca la

cebolla o colgador de la tubera de produccin o inyeccin. Esta sirve de

sello entre la tubera de produccin, y el anular de produccin, y este

nivel forma la pared interna del revestimiento de produccin.

Seccin C

Tambin llamada seccin superior del cabezal o Arbol de navidad, es la

tercera parte, la misma est formada por el adaptador, la vlvula

maestra, la cruz de flujo y dos vlvulas laterales, las cuales finalizan en

las cajeras del reductor, y es all donde se conectan a la lnea de

produccin o de lnea de flujo, y finalmente la vlvula corona la cual

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finaliza en una brida con tapn ciego. Esta vlvula corona debe tener un

dimetro mayor o igual al de la vlvula maestra.

El adaptador es el componente que sirve de enlace entre la brida del

cabezal de la tubera y la brida inferir de la vlvula maestra. Esta vlvulasirve para controlar el flujo a travs de la tubera, o cerrar el, y su

dimetro interno debe ser mayor o igual al de la tubera de produccin o

inyeccin. Es la vlvula ms importante del cabezal y de acuerdo con las

caractersticas del pozo algunas veces se colocan dos vlvulas maestras

en serie, como por ejemplo, en los pozos, inyectores de gas.

9.MUD LOG19

9.1Definicin

Mud Log (Mediciones hechas en las operaciones de perforacin)

Consiste en un monitoreo continuo hecho durante la perforacin de un

pozo que incluye mediciones relacionadas con las evaluaciones de las

formaciones. Las primeras mediciones como las propiedades del lodo, la

velocidad rotatoria de la mecha, el torque, la velocidad de bombeo, etc.,

que son muy importantes para el ingeniero de perforacin no ofrecenmayor inters para el evaluador de la formacin.

Las informaciones que son de inters para el evaluador de formacin

son:

Rata de penetracin

Deteccin y anlisis del gas presente en el lodo

Deteccin y anlisis del gas presente en los cortes (ripios)

Descripcin y anlisis de los cortes.En la descripcin y anlisis de los ripios se efecta una inspeccin visual

que normalmente determinan los siguientes:

Litologa

Color

Textura, tamao de los granos, etc.

Fsiles

Porosidad aproximada

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Presencia de hidrocarburos

9.2Aplicaciones

Si las mediciones son hechas apropiadamente, este mtodo de

evaluacin puede proporcionar las siguientes aplicaciones:

Le proporciona al evaluador datos a tiempo real, en el mismo

momento que la mecha est penetrando las distintas formaciones.

Una idea aproximada de la porosidad y del contenido de

hidrocarburos antes del perfilaje

Ayuda a tomar decisiones durante la perforacin del pozo

Se utiliza generalmente en pozos exploratorios y pozo de

desarrollo de alta complejidad geolgica debido a la limitacin de

informacin que normalmente ocurre en este tipo de pozos, este

mtodo representa una gran ayuda.

10.Perfil a Hueco Abierto6,19

Es un mtodo de evaluacin de formaciones en el cual se miden las

propiedades elctricas, acsticas y radioactivas de la formacin, las

cuales son interpretadas y convertidas en propiedades como porosidad,

saturacin de agua y tipo de roca, entre otras.

Una gran cantidad de dispositivos de perfilaje han sido utilizados a lo

largo de los aos de la industria petrolera, muchos de ellos estn fuera

de uso, otros han sido mejorados con nuevas tecnologas.

En el APENDICE 6 se presentan los registros utilizados ms

comnmente, sus caractersticas y funciones.

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11.Anlisis Nodal7, 12, 14

La razn de perforar y completar un pozo es crear el medio adecuadopara extraer los fluidos que se encuentren en el yacimiento. Mover o

transportar estos fluidos requiere una energa tal que permita vencer las

prdidas de presin por friccin en el sistema y levantarlos hasta la

superficie.

La cada de presin en el sistema total es la diferencia entre la presin

promedio del yacimiento y la presin de entrada al separador. Esta cadade presin es la sumatoria de todas las cadas de presin en el sistema.

Cuando se realiza el diseo final de un sistema de produccin, no se

debe tomar como entes independientes el comportamiento del

yacimiento y el comportamiento de la sarta de tubera. La cantidad de

fluido que fluye por el pozo proveniente del yacimiento, depende de la

cada de presin en el sistema y a su vez la cada de presin del sistemadepende de la cantidad de fluidos que fluyen a travs de este. Por esta

razn, los elementos se deben analizar como si fuera un nico sistema y

no como la sumatoria de sistemas aislados.

La tasa de produccin de un pozo puede ser severamente restringida

con el comportamiento o desempeo de un nico componente en el

sistema. Si se pueden aislar los efectos de cada componente en elsistema completo, entonces se puede disear el mejor comportamiento

del sistema al mnimo precio.

Uno de los componentes ms crticos en el sistema completo de

produccin es la tubera de produccin o tubing. Cerca de un 80% del

total de la energa disponible puede ser consumida en el proceso de

mover el fluido desde el fondo del pozo hasta la superficie. Por lo tanto,seleccionar el tamao ptimo de la tubera de produccin mediante el

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uso de un Anlisis Nodal es uno de los pasos realmente importante

dentro del diseo de la completacin de un pozo,

Existen elementos de vital importancia en el anlisis nodal como lo es lacurva de oferta de los fluidos (IPR) y la curva de demanda de los fluidos

(TPR).

La curva oferta de los fluidos (IPR) define la relacin existente entre la

tasa de lquido en la superficie y la presin de fondo fluyente del pozo,

es decir, es el flujo desde el yacimiento hasta el pozo, el cual viene dado

por la grfica de la tasa de produccin (q) vs. La presin de fondofluyente (Pwf). Existen diferentes maneras de representar la curva IPR y

estas dependen de las condiciones del yacimiento.

La curva de demanda de los fluidos (TPR) representa la habilidad que

tiene el pozo conjuntamente con sus lneas de flujo superficiales para

extraer fluidos del yacimiento, se conoce tambin como la relacin del

comportamiento de eflujo.

11.1reas de prdidas de energa o cada de presin

La energa prdida esencialmente en cuatro tramos de la trayectoria que

sigue el fluido desde su localizacin original en el yacimiento hasta el

separador son las siguientes:

El yacimiento

La tubera de produccin

El estrangulador de superficie

La lnea de flujo

El flujo de fluido a travs del yacimiento est descrito principalmente

por la ley de Darcy. El flujo va a estar delimitado por caractersticas tales

como las propiedades de la roca, propiedades de los fluidos, y hasta por

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la eficiencia de la perforacin y completacin. La prdida de energa en

esta etapa vara en rangos entre 10% y 30%.

Por otra parte, el transportar el fluido desde el fondo del pozo hasta lasuperficie normalmente acarrea perdidas de energa que estn

comprendidas en un rango de un 40 a 80% de la energa total

disponible, y estas cadas de presin dependern directamente de

variables tales como dimetro y longitud de la tubera de produccin,

tasa y relacin gas-petrleo.

La produccin de los pozos por flujo natural trae como consecuencia eluso de estranguladores para el control de la tasa y la proteccin de los

equipos de superficie de altas presiones. Las cadas de presin que se

estiman en un estrangulador estn alrededor del 5 al 20% de la energa

total disponible.

Finalmente luego de llevar el fluido a la superficie y controlar la presin

con que llega, tiene que ser transportado del cabezal hasta el separador,lo cual trae como consecuencia prdidas de energa, por lo tanto en

reas donde las lneas de flujo, las prdidas de presin pueden llegar a

representar hasta un 30% del total.

11.2Anlisis del Sistema de Produccin

El procedimiento consiste en seleccionar un punto o nodo en la

configuracin del pozo y dividir el sistema en secciones como se

representa en la Figura II-10, todos los componentes aguas arriba del

nodo constituyen las secciones de influjo y las secciones que se

encuentran aguas abajo son las de eflujo.

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Figura II-10 Prdidas de Presin en el Sistema de Produccin

Se procede a calcular la tasa de flujo a travs del sistema, teniendo en

cuenta las siguientes premisas:

El flujo que entra al nodo es igual al flujo que sale del mismo

Existe una presin nica en el nodo.

Durante el estudio del sistema debemos tener en cuenta que algunas

presiones se mantendrn constantes durante la vida del pozo, estas son

la presin esttica del yacimiento y la otra la presin de salida del

sistema. Una vez seleccionado el nodo, es calculada la presin en ambas

direcciones y se comienza a fijar las presiones. Por ejemplo:

Influjo

PR - P = Pnodo II-4

Donde:

PR : Presin promedio esttica del yacimiento

P : Cada de presin de los componentes aguas arriba

Pnodo : Presin del nodo

Eflujo

Psep + P = Pnodo II-5

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Donde:

Psep : Presin del separador

P : Cada de presin de los componentes aguas abajo

Pnodo : Presin del nodo

La cada de presin es uno de los componentes que vara con la tasa de

flujo. Si se grafica la presin del nodo versus la tasa, se obtendr dos

curvas, donde la interseccin entre ambas representa el punto donde las

dos curvas tanto de influjo como de eflujo estn satisfechas y adems

representan la capacidad de flujo del sistema. Este procedimiento es

mostrado en la Figura II-11

Figura II-11 Determinacin de la capacidad de flujo

La Figura II-12 muestra cmo afecta el cambio del dimetro de la

tubera de produccin al caudal de flujo

Figura II-12 Efecto del tamao de la tubera de produccin sobre la produccin delpozo

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11.3Curvas de gradientes de presin

Se conoce como gradiente de un fluido, al perfil de presiones que este

tiene a lo largo de la tubera que lo contiene. Dicha curva permite

visualizar la variacin de la presin del fluido en todos los puntos de latubera.

La mejor forma que existe para representar como varia la presin con

respecto a la profundidad, durante el flujo en la tubera de produccin,

es con una grfica de presin vs. profundidad. Esta grfica es lo que se

denomina curva de gradiente de presin o curvas de perfil de presin y

no es mas que la representacin grfica de los cambios de presin quedicho fluido tiene a lo largo de la tubera que lo transporta.

11.4Correlacin de Beggs y Brill3, 14

En 1973, Beggs y Brill publicaron un esquema para calcular la cada de

presin que ocurre durante el flujo simultneo de gas y lquido en

tuberas horizontales e inclinadas. Dicha correlacin se desarrollo

usando mezcla de aire y agua fluyendo en tuberas acrlicas de 90`de

longitud y de 1 a 1,5 de dimetro interno. Un total de 584 pruebas de

flujo bifsico se hicieron a diferentes ngulos de inclinacin. Beggs y

Brill establecieron ecuaciones segn los regmenes de flujos segregados,

intermitentes y distribuidos para el clculo del factor bifsico

independientemente de los regmenes de flujo.

Una de las etapas de produccin es el transporte de los fluidos desde el

cabezal del pozo hasta las instalaciones de superficies, el problema del

flujo horizontal multifsico se considera tan complejo como el flujo

multifsico vertical. Para el diseo de las tuberas de gran longitud es

necesario conocer las cadas de presin a lo largo de ellas. El flujo

multifsico en lnea es un problema difcil de modelar

matemticamente: no obstante varias correlaciones empricas han

aparecido en la literatura, donde el clculo se lleva a cabo considerando

el sistema de hidrocarburos compuesto por seudo componente

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denotados como petrleo y gas, cada uno de los cuales tiene una

composicin fija. Beggs y Brill, realizaron la siguiente correlacin para

curvas de gradiente:

Pg

VV

dg

VGfsen

g

g

Z

P

c

sgmtp

c

mmtp

c

tp

+

=

1

2

II-6

Donde:

tp

= densidad de mezcla considerando no-deslizamiento entre fasestpf = factor de friccin considerando deslizamiento entre fases

mG = Flujo msico total

mV = Velocidad de la mezcla

sgV = Velocidad superficial del gas= Angulo de InclinacinP= Presin

11.5Usos comunes del anlisis nodal

El anlisis nodal se puede usar para estudiar los problemas de

produccin de un pozo de gas y/o petrleo. Puede analizar flujo

multifsico a lo largo de la tubera, adems de sistemas de

levantamiento artificial, como el gas lift. Su aplicacin incluye el

anlisis del comportamiento de un pozo inyector. A continuacin se

enumera un conjunto de usos del anlisis nodal:

Seleccin del tamao de la tubera de produccin. Seleccin del dimetro de la lnea de flujo.

Diseo de empaques con grava.

Seleccin del tamao del reductor en superficie.

Seleccin de la vlvula de seguridad apropiada.

Anlisis de posibles restricciones al flujo.

Diseo del mtodo apropiado de levantamiento artificial.

Evaluar potenciales en la estimulacin de un pozo.

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Anlisis de los efectos de la densidad de caoneo.

Predecir los efectos del agotamiento de presin de un yacimiento

sobre la capacidad de produccin.

Determinar la cantidad de gas a inyectar en un pozo produciendopor gas lift.

Analizar el comportamiento de produccin de un campo con el

tiempo.

12.Cementacin1, 4

El proceso de cementacin primaria consiste en la colocacin decemento en el espacio anular existente entre el revestimiento y la

formacin.

El lograr una buena cementacin en el proceso de la construccin del

pozo en fundamental debido a que si esta falla vendr a resaltar

factores tales como es:

Incremento de costos operacionales.

Se ver afectada la completacin y produccin en el pozo. El riesgo de la prdida del pozo.

Mayor nmero de rehabiltaciones.

12.1Objetivo de la Cementacin

Por este motivo la cementacin requiere de un estudio donde

contemple todos los parmetros que ella involucre.

Soporte y proteccin del revestidor en los esfuerzos y choques

cuando se perfora un hoyo mas profundo adems de la corrosin.

Aislamiento de Zona como de prdidas de circulacin.

Evitar la invasin de agua en el pozo productor

Minimizar dao a la formacin

12.2Factores que afectan el proceso

Diseo de lechadas

Mezclado del cemento en planta

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Geometra del hoyo

Remocin de lodo

Mezcla de lechada a nivel de pozo

Falla de equipos Colocacin de la lechada

Perdida de circulacin

Intrusin de gas al pozo

Evaluacin del trabajo

12.3Tipos de Cementos

La A.P.I. Clasifica el cemento Prtland en las siguientes clases:

Clase A: Diseado para el uso desde superficie hasta

profundidades de 6000, cuando no se requieren propiedades

especiales.

Clase B: Diseado para el uso desde superficie hasta 6000,

cuando se requieren moderadas y alta resistencia a los sulfatos.

Clase C: Diseado para el uso desde superficie hasta 6000.

Requiere de ms agua y por lo tanto crea una lechada de baja

densidad. Se asienta rpidamente pero no desarrolla mucha

resistencia a la compresin.

Clase D: Diseado para el uso desde 6000 hasta 10000 y

condiciones de presin y temperaturas moderadamente altas.

Clase E: Diseado para el uso desde 10000 hasta 14000 y

condiciones de presin y temperaturas altas.

Clase F: Diseado para el uso desde 10000 hasta 16000y

condiciones de presin y temperaturas extremadamente altas.

Clase G y H: Diseado para el uso desde superficie hasta

cualquier profundidad. Pueden ser usados con retardadores o

aceleradores para cubrir un alto rango de presiones y

temperaturas.

Los cementos clase G y H son los mas usados por ser desarrollados en

respuesta a las mejoras de aceleramiento y retardamiento de tiempo de

frague. Para ms informacin ver APENDICE 7.

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13.Fluidos de Perforacin1, 4, 5

El objetivo de una operacin de perforacin es perforar, evaluar yterminar un pozo que producir petrleo y/o gas eficazmente. Los

fluidos de perforacin desempean numerosas funciones que

contribuyen al logro de dicho objetivo.

El lodo de perforacin es un fluido, de caractersticas fsicas y qumicas

apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petrleo, aceite y

combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de slidos. Nodebe ser txico, corrosivo ni inflamable pero si inerte a las

contaminaciones de sales solubles o minerales, y adems, estable a las

temperaturas. Debe mantener sus propiedades segn las exigencias de

las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias.

13.1Funciones del Fluidos de Perforacin

Las funciones del fluido de perforacin describen las tareas que el fluido

de perforacin es capaz de desempear, aunque algunas de stas no

sean esenciales en cada pozo. La remocin de los recortes del pozo y el

control de las presiones de la formacin son funciones sumamente

importantes. Aunque el orden de importancia sea determinado por las

condiciones del pozo y las operaciones en curso, las funciones ms

comunes del fluido de perforacin son las siguientes:

Retirar los recortes del pozo.

Controlar las presiones de la formacin.

Suspender y descargar los recortes.

Obturar las formaciones permeables.

Mantener la estabilidad del agujero.

Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforacin.

Transmitir la energa hidrulica a las herramientas y a la barrena.

Asegurar una evaluacin adecuada de la formacin.

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Controlar la corrosin.

Facilitar la cementacin y la completacin.

Minimizar el impacto al ambiente.

13.2Composicin de los fluidos

La composicin de los fluidos depender de las exigencias de cada

operacin de perforacin en particular. La perforacin debe hacerse

atravesando diferentes tipos de formaciones, que a la vez, pueden

requerir diferentes tipos de fluidos. Por consiguiente, es de esperar

realizar varias mejoras a medida que se profundiza en una perforacin y

poder controlar cualquier inconveniente que se presente.

Los fluidos no necesariamente deben ser complicados o difciles de

preparar, es por eso que hasta con agua sucia es posible realizar una

perforacin y obtener buenos resultados. En algunas reas se empieza a

perforar con agua y arcillas de formacin obteniendo un lodo

razonablemente bueno; en otras reas pueden conformarse como

calizas, arenas o gravas que forman lodos y bajos estos casos ser

necesario agregar arcillas comerciales y poder aumentar la capacidad de

acarreo y controlar la prdida de agua.

Los lodos de perforacin se componen por dos fases: lquida y slida.

13.2.1Fase lquida:

Agua

o Agua dulce: este es un fluido newtoniano ideal para perforarzonas bajas presiones. Adems de ser econmica,

abundante, no requiere tratamiento qumico, provee el

mejor lquido en el uso de los mtodos de evaluacin de

formaciones y resulta el mejor dispersante qumico para

controlar slidos por dilucin.

o Agua de mar: se usa este fluido generalmente cuando se

perfora costa afuera debido al la facilidad de manejo por sugran abundancia en el sitio, es recomendable usar lodo

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saturado de sal cuando se atraviesan secciones salinas o

cuando se requiere mantener el ensanchamiento del hoyo al

mnimo. A veces, se agrega sal al lodo para controlar la

resistividad y obtener mejor interpretacin de los registroselctricos.

Parcialmente saturada

Saturada

Aceite El aceite se puede usar en fase continua para:

o Fase continua en lodos base aceite (agua < 5 %) y en

emulsiones inversas (agua > 5 %): Mejorar la estabilidad del hoyo y mantener las arcillas

hinchadas en sitio

Minimizar el atascamiento de la tubera

Perforar zonas de altas temperaturas

o Fase dispersa en lodos base agua:

Mejorar la lubricidad del lodo.

Disminuir el filtrado API. Minimizar los problemas de torque y arrastre.

13.2.2Fase Slida:

Slidos inertes

o Deseables: son reactivos de alta gravedad especfica que

sirven para darle peso al lodo. (Sulfato de bario, xido de

hierro, sulfuro de plomo)

o Indeseables: son slidos perforados como arena, caliza,

slice, dolomita. Este tipo debe ser removido del lodo tan

pronto y eficientemente sea posible. Ya la arena es

extremadamente abrasiva y si es recirculada a travs del

sistema de lodo, puede causar a los pistones de la bomba.

o Slidos reactivos: son arcillosos que poseen cargas

elctricas. Se pueden aadir al lodo o ser tomados de la

formacin

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Arcillas comerciales: entre los slidos comerciales

tenemos bentonita

o Slidos hidratables perforados: entre los incorporados las

arcillas de formacin tipo gumbo.

13.3Lodos base agua

La fase continua de un lodo es la parte lquida en la cual se encuentra

suspendido otro lquido en forma de glbulos muy pequeos; esto es lo

que se conoce con el nombre de emulsin. Por lo tanto, en una

emulsin el lquido suspendido es la fase interna y el lquido dentro del

cual esa fase est suspendida es la fase externa o fase continua.

La fase continua de un lodo base agua es el agua y la fase dispersa se

pueden hallar slidos, lquidos y/o gases. Sin embargo, las sales

disueltas en el agua son tambin parte de la fase continua.

De acuerdo al efecto del lodo sobre los slidos perforados y sobre las

arcillas de formacin, se puede clasificar los lodos en no dispersos y

dispersos. Estos a su vez, pueden o no estar inhibidos. En un lodo

disperso no se utiliza adelgazante y las arcillas comerciales agregadas

y/o incorporadas van a encontrar su propia condicin de equilibrio en el

sistema de una forma natural.

El trmino no inhibido se refiere a la ausen

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Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)