Tesis De Barrenas 71193u

Instituto Politécnico Nacional Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura Unidad Ticomán

Selección de barrenas para perforación de pozos de la región sur Presentan: C. Carmona Coronado Víctor Raúl C. Gloria Sánchez Fidel Asesor: M. en C. Juárez López Roberto IPN

Selección de Barrenas de perforación para pozos de la zona sur

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Índice Índice ................................................................................................................................ 1 Objetivo ............................................................................................................................ 3 Abstract ............................................................................................................................ 4 Resumen .......................................................................................................................... 5 Antecedentes ................................................................................................................... 6 Introducción ..................................................................................................................... 8 Capítulo I Tipo de barrenas. ............................................................................................ 9 

¿Qué es una barrena?..................................................................................................... 9



Conocimiento de las barrenas ........................................................................................ 9



Componentes de una barrena ........................................................................................ 9



Código IADC para barrenas tricónicas y de cortadores fijos. .................................. 10



Barrenas tricónicas. ........................................................................................................ 12



Barrenas de cortadores fijos......................................................................................... 12 

Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP). ................................................ 13



Barrenas de compacto de diamante policristalino (PDC). ....................................... 14



Barrenas especiales o ampliadoras. ........................................................................... 15 

Ampliador de Perforación RipTide ............................................................................... 17



Ampliador Excéntrico RWD (Ream While Drilling). ........................................................... 20



Herramienta RWD2. ....................................................................................................... 20



Herramienta RWD2S. .................................................................................................... 21



Herramienta RWD2ST. .................................................................................................. 21



Ampliador Concéntrico (XR). ............................................................................................. 22



Tipos de sarta.................................................................................................................... 26

Capítulo II Mecánica de roca ......................................................................................... 28 

Objetivo ............................................................................................................................... 28



Evaluación de formaciones ........................................................................................... 28 

Mineralogía. ..................................................................................................................... 28



Propiedades Físicas....................................................................................................... 29



Conceptos básicos. ......................................................................................................... 31



Propiedades mecánicas de las formaciones. ........................................................... 32



Medición de las propiedades mecánicas de las rocas. ......................................... 36 1

Selección de Barrenas de perforación para pozos de la zona sur 

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Medición a partir de registros geofísicos. ................................................................... 37

Capítulo III Selección de Barrenas ............................................................................... 38 

Información requerida y principios. ............................................................................. 38 

Principios.......................................................................................................................... 38



Fluidos de perforación. .................................................................................................. 38



Reología de lodos. ......................................................................................................... 41



Criterios de la selección de barrenas. ........................................................................ 42 

Objetivos de la perforación. ........................................................................................... 42



Litología ............................................................................................................................ 48



Selección por medio de registros geofísicos. ........................................................... 48 

Análisis de resistencia a la compresión. ...................................................................... 48



Selección en función de la formación a perforar. ................................................ 51



Selección por pozos de correlación............................................................................ 53



Factores que afectan el desgaste de las barrenas................................................... 56



Evaluación del desgaste de las barrenas. .................................................................. 58 Sistema IADC de clasificación de desgaste. ...................................................................... 58



Ejemplo Práctico............................................................................................................... 61

Capítulo IV: Optimización de la perforación ................................................................ 69 

Modelos matemáticos de perforación. ........................................................................ 69



Derivación de ecuaciones básicas. ............................................................................. 79 

Optimización del peso sobre la barrena y velocidad de rotación, .................. 80



Optimización de la hidráulica. .................................................................................. 80





Factores que afectan la velocidad de penetración. ................................................. 81 

Variables inalterables. ................................................................................................. 81



Variables Alterables. .................................................................................................... 85 Hidráulica de perforación. .............................................................................................. 91

Capítulo V: Costos......................................................................................................... 99 Conclusiones .............................................................................................................. 105 Recomendaciones. ..................................................................................................... 106 Índice de tablas ............................................................................................................ 107 Índice de figuras .......................................................................................................... 108 Bibliografía ................................................................................................................... 110 2


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Objetivo El objetivo de este trabajo es crear una guía que sirva de apoyo para realizar una selección correcta de barrenas debido a que esta es fundamental en la etapa de la perforación, haciendo una compilación de los métodos utilizados además de conocer los diferentes tipos de barrenas y sus características actualizadas, todo esto en favor de facilitar y optimizar dicha selección sin pasar por alto las diferentes condiciones singulares de cada caso.

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Abstract This thesis will show the different methods of choosing of bits in order to achieve this objective, first, it you will be shown the basic concepts that help us to understand the matter to develop, these topics include everything you need to know about bits, the formation properties, all about issues affecting the operation of the bit. In the second part it will enter on the matter, we analyze the criteria of choosing, the basic information needed to choose the appropriate method. This part will analyze the methods step by step knowing the characteristics of each of them. In the third part it will look at some options on how to optimize the drilling based on the appropriate selection it is done and how this influences financial issue in all decisions taken.

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Resumen En esta tesis se presenta los diferentes métodos de selección de barrenas, para lograr este objetivo en primer lugar, se indican conceptos básicos que ayudan a comprender el tema a desarrollar, los temas comprenden todo lo que es necesario saber en cuanto a barrenas, las propiedades de las formaciones, los aspectos que afectan el desempeño de la barrena. En la segunda parte se considera el desarrollo del tema, analiza los criterios de la sección, información básica necesaria para poder elegir el método adecuado. En este tema se consideran los métodos paso a paso de acuerdo a las características de cada uno de ellos. En la tercera parte se muestran las opciones de como optimizar la perforación partiendo de la selección que se realizó posteriormente y de como influye esto en cuestión financiera sobre las decisiones que se tomen.

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Antecedentes La perforación en el mundo tiene una historia muy larga, por ejemplo se sabe que en China en el año 1700 a.c. en la obtención de sal se excavarón más de 10000 pozos a 500 metros de profundidad; con una tecnología denominada “Cable de Percusión”. Este método consistía en armar una torre de madera, a manera de horqueta, sobre la que se colocaba una pértiga elástica, normalmente de bambú, de la cual colgaban las herramientas que usaban para perforar el subsuelo, hasta alcanzar las minas de sal. Este procedimiento conto con varias versiones que modificarón su esencia, fundamentalmente se ocupaba la fuerza humana para colocar e impulsar las herramientas suspendidas el movimiento de percusión, se obtenía de los obreros, los que corrían sobre una pendiente corta y saltaban uno tras otro dándo movimiento a las primitivas barrenas. El primer pozo perforado en Estados Unidos fue el Drake, en Pensilvania, en el año 1859, la tecnología utilizada en éste y otros pozos más fue la pértiga flexible, con métodos manuales utilizándo la fuerza humana en jornadas pesadas. Las primeras perforaciones realizadas en México se realizarón con la tecnología de cable, las que requerían una máquina horizontal de un cilindro de vapor, mediante el cual se obtenía la fuerza necesaria para impulsar las herramientas que fracturaban el subsuelo. Desde la llegada de las compañías a México hasta 1918, 1919 y aún más tarde los sistemas utilizados eran los de la técnica “Standard”, en este sistema el uso de la mano de obra fue relativamente escaso en comparación con otros. La primera perforación realizada con sistemas rotatorios se efectuó en 1901, en el campo Spindle Top, cerca de Beaumont Texas, E.U. Las arenas no consolidadas se derrumbaban cuando eran sometidas a la vibración producida por herramientas de percusión, por lo tanto, se inventaron herramientas que aplicarán una fuerza circular sobre la arena para reducir sensiblemente la vibración brusca. La perforación petrolera en México tiene una historia reciente, sus primeras actividades se desarrollaron durante los últimos años de la primera década de siglo, coincidiendo con el ocaso del Porfiriato. Actualmente, como resultado de los avances logrados en la ingeniería de los materiales, tanto las barrenas de cortadores fijos como la de conos giratorios se utilizan como nunca antes en las diversas aplicaciones de perforación.

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Las tecnologías en el diseño de barrenas de última generación ha incrementado también el número de clases de barrenas y su disponibilidad, de esta manera el desarrollo actual de estas tiende a reducir los costos de construcción del pozo, sin embargo esto último depende de la elección óptima de la barrena. Respecto a los nuevos diseños de barrenas estas se enfocan a problemas específicos. Todas las partes involucradas comparten el conocimiento técnico y la experiencia a fin de agilizar el desarrollo de las barrenas diseñadas las nuevas aplicaciones de perforación. Los esfuerzos conjuntos entre los fabricantes de barrenas y el personal operador pueden dar como resultado ahorros importantes en los costos y mejoramientos en la eficiencia; factores esenciales para el éxito de la perforación. ¿Cuál es la barrena de perforación óptima?, que maximiza la rentabilidad del pozo.

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Introducción La selección de barrenas es una parte importante en el proceso de planeación de la perforación de un pozo, ya que de ello depende la optimización del ritmo de penetración, el cual está influenciado por diversos parámetros, tales como: esfuerzos efectivos de la roca, características de la barrena, condiciones de operación (peso sobre barrena, velocidad de rotación e hidráulica), ensamble de fondo, propiedades fisicoquímicas de la roca, fluidos de perforación y desviación del pozo, entre otros. Teniendo en cuenta que la tecnología en la operación de perforación de pozos cada día es más avanzada, es una obligación estar al tanto de estos avances. La actividad de perforación implica indudablemente el uso de barrenas. Desde los comienzos de la historia de la perforación este elemento ha jugado un papel demasiado importante y sus avances en cuanto a diseño, materiales de construcción etc., no es algo que nos inquiete, por lo que debemos estar al tanto de todo esto. En la actualidad se puede encontrar una gran variedad de barrenas fabricadas por diferentes compañías para distintos procesos del trabajo. Para lograr lo antes mencionado el diseñador debe tomar en cuenta las condiciones de la formación que se pretende perforar así como el equipo con que se dispone. Por lo que es indispensable que el ingeniero en perforación tenga un dominio pleno de los fundamentos del diseño de barrenas y tenga la capacidad de entender su comportamiento para lograr una buena selección. La perforación de pozos involucra no solo la barrena adecuada en la aplicación indicada, sino también operarla con los parámetros de operación correctos. De ahí la importancia del estudio en la selección de barrenas al tomar en cuenta los factores que intervienen en la perforación con criterios específicos de selección que representa a corto y largo plazo grandes beneficios como una significativa reducción de costos y disminución de tiempos sin dejar de lado la precisión del trabajo.

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Capítulo I Tipo de barrenas.  ¿Qué es una barrena? Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotaria. Su función es perforar los estratos de la roca venciendo el esfuerzo de compresión y de rotación de la barrena.  Conocimiento de las barrenas En la actualidad existen varios tipos de barrenas para la perforación de pozos petroleros que difieren entre sí, ya sea en su estructura de corte o por su sistema de rodamiento, por ejemplo, cuando son de tres conos o por los materiales usados en su construcción. De acuerdo con lo anterior, las barrenas se clasifican en:   

Barrenas tricónicas. Barrena de cortadores fijos PDC y diseño especial. Barrenas ampliadoras.

 Componentes de una barrena El cuerpo de una barrena tricónica consiste en: a) Una conexión roscada (piñón) que une la barrena con una doble caja del mismo diámetro de los lastrabarrenas. b) Tres ejes (muñón) del cojinete en donde van montados los conos. c) Tres conos. d) Los depósitos que contienen el lubricante para los cojines. e) Los orificios (toberas) a través de los cuales el fluido de perforación fluye para limpiar del fondo el recorte que perfora la barrena. f) Cortadores (dientes o insertos). g) Hombro de la barrena.

Figura 1: Componentes de una barrena Tricónica

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 Código IADC para barrenas tricónicas y de cortadores fijos. Las barrenas se fabrican para diferentes tipos de formaciones que generalmente son:  Formaciones suaves.  Formaciones medias.  Formaciones duras.  Formaciones extraduras. Para evitar confusión entre los tipos de barrenas equivalentes en relación con sus distintos fabricantes se creó el código IADC (Asociación Internacional de Contratistas de Perforación), de clasificación de tres dígitos (tabla 1).

Tabla 1: Clasificación de barrenas.

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APRIETE RECOMENDADO PARA EL PIÑON DE LAS BARRENAS Torque recomendado Diámetros de las barrenas (pg.)

Tamaño del piñón API. reg. (pg.)

(pie/lb)

(k/m)

MIN.

MAX.

MIN.

MAX.

36” - 20”

8 5/8”

40.000

60.000

5.530

8.300

18 ½” – 14 ¾”

7 5/8”

34.000

40.000

4.700

5.530

12 ¼” – 8 5/8”

6 5/8”

28.000

32.000

3.870

4.420

8 ½” – 8 ¼”

4 ½”

12.000

16.000

1.660

2.210

6 ½” – 5 5/8”

3 ½”

7.000

9.000

970

1.245

4 1/8” – 4”

2 2/8”

3.000

3.500

410

480

Tabla 2: Apriete recomendado.

1.- El apriete recomendado para las barrenas requieren menos fuerza de torsión que para los lastrabarrenas. 2.- Para el apriete con llaves BJ dividir el rango de apriete, recomendado entre la longitud de la llave en pies, y el resultado es la calibración que se le debe dar al amperímetro. 3.- Para convertir la lectura del amperímetro a lbs-pie, multiplicarse por 16.8 y viceversa. Piñón API. Torque Recomendado (pies – lb)

Diámetro de la barrena reg. 3 ¾”

2 3/8”

3, 000 – 3, 500

4 5/8” – 5”

2 7/8”

6, 000 – 7, 000

5 1/8” – 7 3/8”

3 ½”

7, 000 – 9, 000

7 1/8” – 9”

4 ½”

12, 000 – 16, 000

9 5/8” – 9 7/8”

5 ½”

23, 000 – 27, 000

9 5/8” – 26”

6 5/8”

28, 000 – 32, 000

14 ¾” – 26”

7 5/8”

34, 000 – 40, 000

17 ½” – 26”

8 5/8”

40, 000 – 60, 000

Tabla 3: Torque recomendado para barrenas.

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Barrenas tricónicas.

Las barrenas tricónicas tienen tres conos cortadores que giran sobre su eje. Por su estructura de corte se fabrican de dientes y de inserto de carburo de tungsteno.

Figura 2: Barrena Tricónica

Por su sistema de rodamiento pueden ser de balero estándar, balero sellado y de chumaceras. Actualmente las barrenas tricónicas sólo se usan en la primera etapa de la perforación.

Figura 3:A) Balero estándar, B) Balero sellado y C) Chamucera



Barrenas de cortadores fijos.

Las barrenas de cortadores fijos son cuerpos compactos sin partes móviles, con diamantes naturales o sintéticos incrustados parcialmente en su superficie inferior y lateral para triturar la formación por fricción o arrastre.

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Se dividen en:   

Barrenas de diamante natural. Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP). Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC).

Las barrenas de diamante natural tienen un cuerpo fijo que puede ser de un material matriz o acero. Su tipo de corte es de diamante natural (el diamante es el material más duro hasta ahora conocido) incrustado en el cuerpo de la barrena. El uso de estas barrenas es limitado en la actualidad, salvo en casos especiales para perforar formaciones duras y abrasivas.

Figura 4: Barrena de diamante natural.

 Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP). Las barrenas térmicamente estable (TSP). Se usan para perforar rocas duras, por ejemplo caliza dura, basalto y arenas finas duras, entre otras.

Figura 5: Barrena de diamante TSP.

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 Barrenas de compacto de diamante policristalino (PDC). Las barrenas PDC pertenecen al conjunto de diamante con cuerpo sólido y cortadores fijos. (Figura 6).

Figura 6: Barrena de compacto de diamante policristalino (PDC).

Su diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de pastillas (compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la barrena, pero a diferencia de las barrenas de diamante natural y las STP, su diseño hidráulico se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual que las barrenas tricónicas. Este tipo de barrenas es la más utilizada en la actualidad para la perforación de pozos petroleros. El cuerpo de una barrena PDC (Figura 7): a) Una conexión roscada (piñón) que une la barrena con una doble caja del mismo diámetro de lastrabarrenas. b) Numerosos elementos de corte policristalino (cortadores). c) Aletas (en algunos modelos). d) Los orificios (toberas) a través de los cuales el fluido de perforación fluye para limpiar del fondo el recorte que perfora la barrena. e) Hombro de la barrena.

Figura 7: Componentes de una barrena PDC

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Figura 8: Exponente DC

*NOTA: El exponente DC nos sirve para calcular el gradiente de fractura.



Barrenas especiales o ampliadoras.

Las barrenas especiales son de dos tipos: ampliadoras o bicéntricas y se utilizan para operaciones tales como: la ampliación del diámetro del agujero, ya sea desde la boca del pozo (superficial) o desde una profundidad determinada. Aplicaciones. La aplicación en este tipo de barrenas ampliadoras se clasifica de la siguiente manera: Aplicaciones básicas.      

Reducir problemas al correr revestimiento a través de secciones con “patas de perro” altas. Reduce problemas de inestabilidad del agujero. Lutitas que fluyen. Lutitas que se hinchan. Facilita el uso del inventario actual de Tuberías de Revestimiento. Reduce riesgo de atrapamiento durante los viajes.

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Aplicaciones avanzadas.     

Pozos HPHT generalmente requieren sartas de revestimiento adicionales. Terminaciones con grava empacada. Revestimiento expandible. Reentrada a pozos (ampliar el agujero saliendo de una ventana en la Tubería de Revestimiento). Presión de Poro / Perdidas de Circulación / Disminución de la DEC al perforar y cementar.

Aplicaciones en las terminaciones.   

Facilita las corridas de registros. Reducir problemas para correr Tuberías de Revestimiento a través de secciones con “patas de perro” altas. Mejor cementación (mejores registros de adhesión del cemento).

Características técnicas de las barrenas bicéntricas. La barrena piloto y el ampliador se encuentran integrados en una sola pieza.1.

Figura 9: Evolución de las barrenas bicéntricas.

Requiere estabilización para asegurar la ampliación del agujero ESTABILIZACIÓN DIRECCIONAL Tamaño % Tamaño Diám. Posición Barrena Hoyo Estabilizador 17 x 20 70% 14 in =/>40 ft 14 1/2 x 17 ½ 74% 13 in =/>40 ft 12 1/4 x 14 ¾ 78% 11 1/2 in =/>40 ft 12 1/4 x 13 ½ 78% 10 1/2 in =/>40 ft 10 5/8 x 12 ¼ 82% 10 in =/>40 ft 10 5/8 x 11 ½ 80% 9 1/4 in =/>40 ft 8 1/2 x 9 7/8 84% 8 1/4 in =/>40 ft =/< 6 1/2 x 7 ½ 100% Thru =/>40 ft Size ESTABILIZACIÓN ROTATORIA / VERTICAL Estabilizadores para romper equipos a 60 y 90 pies Tabla 4: Diámetro del estabilizador por encima de la barrena bicéntrica.

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 Ampliador de Perforación RipTide El ampliador de perforación RipTide concéntrico de Weatherford ensancha el pozo durante la perforación – hasta un 25% más del diámetro de la barrena. Aplicaciones más específicas incluyen la expansión de pozos pilotos existentes y el ensanchamiento para corridas de revestimiento con restricciones de espacio. La compatibilidad con el sistema de rotación navegable permite el uso de esta herramienta en intervalos más largos y operaciones de perforación direccional. El ampliador de perforación RipTide aprovecha tecnología de corte sumamente innovadora para maximizar su rendimiento. Diseñado expresamente para aplicaciones de ensanchamiento del pozo mientras se perfora (HEWD: HoleEnlargement-While-Drilling), sus cortadores únicos de diamante de policristalino (PDC: Polycrystalline Diamond Cutters) se encuentran sintetizados por microondas, lo cual ofrece más durabilidad, dureza y fuerza de impacto que los cortadores PDC convencionales. Esta característica mitiga los efectos de desgaste de los cortadores, minimiza los riesgos de fallas de desempeño y mejora la eficiencia de los cortes. A diferencia de las herramientas convencionales HEWD que alojan todos los componentes del sistema en la sarta, el ampliador de perforación RipTide tiene dos segmentos principales: el controlador y el cuerpo. Este diseño facilita la adaptación de la herramienta a cualquier cambio en el programa hidráulico, algo relativamente común que de otro modo implicaría mayor tiempo. Aplicaciones. • Ampliación del pozo durante la perforación, hasta un 25% más que el diámetro de la barrena. • Ampliación de pozos concéntricos por debajo de la restricción máxima que facilita la corrida de sartas de revestimiento y permite un diámetro de revestimiento intermedio mayor. • Expansión de pozos pilotos existentes en un rango más amplio de formaciones. • Reducción de la velocidad anular del fluido para manejar de manera efectiva la densidad equivalente de circulación (ECD: Equivalent Circulation Density) y minimizar el riesgo de perdidas. • Facilidad de al abrir el pozo, empaque con grava y complementos de liner mayores. • Optimización de trabajos de cementación. • Repaso y rectificación (Backreaming).

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Ventajas y Beneficios • Los cortadores PDC únicos de la herramienta ofrecen una mayor resistencia a la abrasión, corrosión y erosión, así como una mejora de la dureza y la fuerza de impacto; el diseño de los cortadores de PDC mitigan el impacto de desgaste, y mejoran la eficiencia de corte.

• La posición estratégica de los cortadores de PDC disipa las cargas de trabajo de manera más uniforme a través de las etapas mejorando aún más la eficiencia de corte. • El diseño concéntrico de los bloques de corte minimiza la vibración y sus potenciales efectos que incluye la falla de los componentes del ensamble de fondo (BHA), herramientas perdidas y tiempo no productivo (NPT: non productive time). • Un mecanismo de cierre efectivo previene la activación prematura de los bloques de corte, lo que podría resultar en daños en la tubería de revestimiento y NPT. • Los calibres de recorte controlan la profundidad de corte durante cada rotación, mejorando la precisión y minimizando el riesgo de producir un tamaño de pozo inapropiado, un error potencialmente costoso. • El diseño dual del componente de la herramienta facilita su adaptación ante cualquier cambio del diagrama de fluido, lo que permite un ahorro de tiempo. • El controlador ofrece múltiples opciones para accionar la herramienta, lo que facilita su uso en un amplio rango de entornos de perforación.

Figura 10: Ejemplo de en donde se coloca el ampliador RipTide

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Figura 10: Ampliador Rip Tide

Especificaciones

Tabla 5: Especificaciones watherford para el Rip Tipe

Tabla 6: Clasificación de Barrenas ampliadoras.

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 Ampliador Excéntrico RWD (Ream While Drilling). Los ampliadores excéntricos (RWD) cuentan con una variedad de tipos dependiendo de las características de la formación y el tipo de pozo que será perforado. Los ampliadores excéntricos RWD ayudan a optimizar la ampliación de diferentes etapas o intervalos que tengan que perforarse y las principales características en la implementación de estas herramientas son: Minimizar las vibraciones. Mejorar la durabilidad. Mejorar tasas de construcción. Reduce tendencia de tumbar ángulo. Reduce tiempo de deslizamiento. Incrementa la ROP (Ritmo de Penetración) promedio.

 Herramienta RWD2. Descripción Diseñado para pozos verticales, aplicaciones con mesa rotatoria . La caja arriba y el piñón abajo del RWD2 permite adaptar el BHA (Ensamble de fondo). El RWD2 viene típicamente en diámetros de 12 ¼” – 22”.

Figura 11: Ampliador Excéntrico RWD2.

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 Herramienta RWD2S. Descripción La configuración de dos piezas, caja abajo y piñón arriba del RWD2S es ideal para motores o sistemas direccionales rotatorios. El largo total ha sido reducido, mejorando la respuesta direccional en ensamblajes con motor. Perfil de aletas refinado para incrementar la densidad de cortadores, mejorando la durabilidad.

Figura 12: Ampliador Excéntrico RWD2S.

 Herramienta RWD2ST. Descripción Diseño de matriz de una pieza para aplicaciones en agujeros esbeltos (slimhole). El Pad de estabilización contrarresta las fuerzas generadas durante la perforación, reduciendo vibraciones y proporcionando una mejor calidad del agujero. Disponible en tamaños igual o menores de 8”. Cada barrena se diseña de acuerdo a la aplicación específica.

Figura 13: Ampliador Excéntrico RWD2ST.

Diferencias con las Barrenas Bicéntricas. Las principales limitaciones de las Barrenas Bicéntricas con respecto al Ampliador Excéntrico (RWD2) son: No hay flexibilidad para la barrena piloto. No hay flexibilidad para el BHA piloto. Tendencias de desviación sin poder establecer control. Calidad del agujero inconsistente. Patrón de desgaste destructivo. Embolamiento de la barrena.

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 Ampliador Concéntrico (XR). Descripción de la herramienta. El ampliador XR provee ampliación concéntrica y simultánea del agujero con activación o desactivación de los sistemas. Esta herramienta puede operar en ambientes críticos como por ejemplo: formaciones con intercalaciones duras, zonas complejas o problemáticas y puede colocarse de manera precisa en el pozo, actualmente es la única herramienta capaz de ampliar hasta un 50% sobre el agujero piloto. 1. Ampliación Perforando. 2. Se puede utilizar para ampliar y perforar al mismo tiempo. El ampliador concéntrico XR se usa en una sarta o sobre la barrena convencionalmente y se desactiva después de la ampliación con la medida del agujero piloto. El record actual que tiene este tipo de herramientas es la ampliación de 12 ¼” a 17 ½”.

Figura 14: Diferentes maneras de operar el Ampliador Concéntrico XR.

3. Requiere un sistema de activación hidráulico o mecánico. Activación positiva. Se lanza una bola de acero a través de la sarta la cual al ser desplazada con fluido de perforación corta un pin detectándose en superficie por el cambio de presión. Desactivación del sistema. Es una desactivación hidráulica, se lanza una segunda bola de acero a través de la sarta la cual al ser desplazada con fluido de perforación corta un segundo pin que acciona un mecanismo para la desactivación del ampliador.

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Figura 15: Activación positiva

El NBR y XR pueden ser utilizados con motores de fondo o sistemas direccionales rotatorios. 5. El ampliador XR puede ser usado en una sarta o sobre la barrena convencionalmente y puede ser desactivado después de la ampliación con la medida del agujero piloto. 6. El NBR tiene un sistema de activación de sellos un tanto complejo que si no es operado correctamente tiende a fallar. 7. Tiene un mecanismo que permite cerrar o abrir el cortador en cualquier momento. 4.

Figura 16: Ensamble de fondo con sistema direccional rotatorio.

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8. Área de flujo y caídas mínimas de presión a través de la TFA.

Figura 17: Mecanismo de apertura y cierre del ampliador

9. Tiene un sistema de activación y desactivación. Secuencia de activación con canica. El gasto de bombeo “Pump Rate” se reduce y una canica de activación se arroja. Cuando la canica se asienta, un pico y una subsecuente reducción en la presión del Stand Pipe, revela que la herramienta ha sido activada y abierta. Una vez abierta, el flujo es desviado alrededor de la canica para operación de flujo completo. Secuencia de desactivación por medio de la segunda canica. Con gasto reducido “Pump Rate” una canica de desactivación es arrojada. Cuando la canica se asienta un incremento de presión dentro de la herramienta corta los pines de desactivación, liberando la fuerza en el pistón de empuje cerrando los brazos. Una reducción subsecuente en la presión del Stand Pipe indica que los brazos ampliadores están deshabilitados hidráulicamente. 10. Es activado con un balín. 11. Alta densidad de corte. 12. Amplia el pozo hasta un 50% más del agujero piloto. 13. Puede extenderse o cerrarse el cortador en cualquier momento. 14. Tiene larga vida en formaciones abrasivas. 15. Capacidad de repasar el agujero. 16. Compatible con varios ensambles de fondo. 17. Tiene compatibilidad con otras herramientas.

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Figura 18: Ampliador XR activado

Figura 19: Ejemplo de la colocación de un ampliador.

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 Tipos de sarta. La sarta de perforación es un conjunto de elementos cuyo objetivo es transmitir el movimiento rotatorio a la barrena, servir de conducto de circulación, dar peso a la barrena, sacar y meter la barrena, efectuar pruebas de formación, colocar tapones de cemento y cementar las tuberías de revestimiento. Los componentes de una sarta de perforación varian y cada uno tiene un objetivo específico, a continuación se mencionan los componentes más comunes:               

Barrena. Porta barrena (liso o estabilizador). Motor de fondo (opcional) Doble caja. Válvulas de seguridad. Lastra barrenas (Drill Collar). Junta de seguridad. Rimas. Estabilizadores. Martillos. Tubería pesada (Heavy Weight). Canastas colectoras. Tubería de perforación. Sustituto de la flecha. Hules protectores.

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Figura 20: Componentes de una sarta.

Tipos de sarta en la perforación: SARTA ESTABILIZADA: Compuesta por DCN, DCC, HW, TP y Estabilizadores de insertos y de aletas soldables. Este tipo de sarta se subdivide en: SARTA EMPACADA: Esta sarta se caracteriza por llevar una estabilización más compacta o seguida en los primeros drilles del aparejo, para mantenerla más rígida y no permite que tenga mucho movimiento y un rumbo (por ejemplo: S/1°, 2°, DCC, 3°). Se utiliza en formaciones duras o compactas para mantener ángulo (Paleoceno, Cretácico). SARTA PENDULADA: Se utiliza para perforar formaciones suaves o sin mucha compactación (arenas y arcillas en las primeras etapas), al estabilizar la sarta de esta manera (por ejemplo S/2°, DCC, 3° y 6° se obliga a la barrena a estar centralizada en el agujero). SARTA ORIENTADA: Compuesta por Drilles, HW, TP, Estabilizadores y MWD, “no lleva motor de fondo”. Se utiliza para mantener el ángulo una vez que ya fue construida la curva. El MWD va a transmitir la información de ángulo y rumbo, para verificar la trayectoria programada. SARTA NAVEGABLE: Compuesta por Drilles, HW, TP, Estabilizadores, MWD y Motor de Fondo. Se utiliza para construir la curva, levantando el ángulo, lleva un estabilizador integrado y orientado. El motor de fondo va a permitir perforar controlando la dirección desde el fondo del pozo. El MWD va a transmitir la información de ángulo y rumbo, para verificar la trayectoria programada. PERFORACIÓN DESLIZADA: Se dice que se perfora deslizando, cuando el movimiento de la barrena es generado por el motor de fondo sin ayuda de mesa rotaria; se perfora de esta manera para construir la curva (levantar ángulo), para realizar esta actividad se utiliza una sarta navegable. PERFORACIÓN ROTADA: Se dice que se perfora rotando, cuando el movimiento de la barrena se genera por el motor de fondo con ayuda de la mesa rotaria en superficie; se perfora de esta manera, una vez que ya fue construida la curva y se levantó ángulo), para realizar esta actividad se utiliza una sarta navegable.

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Capítulo II Mecánica de roca 

Objetivo

En este capítulo se presentan los conceptos básicos para entender el comportamiento de mecánico de las rocas, las constantes elásticas dinámicas de una determinada formación, así como los problemas fundamentales con la selección de barrenas. 

Evaluación de formaciones

Las características individuales de cada roca varían mucho, tanto en apariencia, como en composición. Aun la arcilla parece ser una masa sin forma regular pero, en realidad es una masa regular. La arenisca se compone de silicio y puede contener Kaolita. Es importante estudiar las propiedades y características físicas de los minerales que conforman las rocas que se encontran en el proceso de perforación, así como su influencia en la selección de barrenas y en la velocidad de penetración.  Mineralogía. Es el estudio de la composición química, estructura cristalina, propiedades físicas y ocurrencias de los minerales. Un mineral se define como un sólido cristalino homogéneo que se forma a partir de los procesos inorgánicos de la naturaleza. La siguiente tabla indica las propiedades físicas de algunos de los minerales encontrados durante la perforación.

Tabla 7: Propiedades física de algunos materiales.

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 Propiedades Físicas. Clivaje: Son los bordes de separación en donde un material regularmente falla cuando se aplica una carga por compresión. Términos tales como perfecto, desigual, duro y fácil se aplican a la habilidad para fracturarse de un mineral. Los minerales tienen diferentes niveles de clivaje en una o hasta tres direcciones. Fractura: Son aquellos minerales sin planos y clivaje que se rompe de manera irregular cuando se perforan. Los términos usados para la descripción incluyen concoidal, tenue, parejo y fibroso. Dureza: Se define como la habilidad de un material para ser rayado por otro. La escala de Mohs es la medida estándar. Utiliza el valor de uno para el material más suave y el de diez para el más duro. Tipos de rocas: Las rocas encontradas en la naturaleza se clasifican en Ígneas, Sedimentarias y Metamórficas dependiendo de su forma de aparición. Rocas sedimentarias: Para el caso de la perforación, las rocas sedimentarias cubren el 75% de la corteza terrestre y varían de centímetros a casi 12000 metros de espesor. Una clasificación general está dada en función de su origen, tamaño y características principales.

A) Por Origen

Tabla 8: Clasificación por Origen.

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B) Por tamaño

Tabla 9: Tamaño de algunas rocas sedimentarias.

C) Por características principales. Brecha: Fragmentos angulares cementados de otras rocas que crean una nueva roca compuesta de las fallas. Conglomerados: Se trata de una roca compuesta de fragmentos redondeados, menos angulares que las brechas, que se mantienen juntas por medio de un agente cementante como una lutita o arcilla. Calizas: Están compuestas principalmente por carbonato de calcio o por materia orgánica como conchas o esqueletos, también como precipitados de agua de mar. Están formadas por grandes cantidades de materiales clásticos integrados. Margas: Son lutitas calcáreas con grandes cantidades de conchas porosas y mezcladas con arcilla. Dolomía: Es una caliza en donde la mayor parte de calcio ha sido reemplazado por magnesio. Tiene una mayor porosidad que la caliza aunque es más dura. Esquisto: Es un tipo especial de caliza; es suave, porosa, de color blanco o gris. En zonas donde está bien compactada, se vuelve más densa y tiene el ROP de una caliza. Pedernal: Material silíceo, denso y duro que se encuentra en forma de guijarros o en distintas capas dentro de otras rocas.

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Lutita: Estratos compactados de lodo y arcilla conforman una lutita. Las lutitas arenosas contienen arena, lutita calcárea y carbonato de calcio. Arenisca: Cuando una masa de arena se cementa se vuelve arenisca. La mayoría de las areniscas se encuentran comprimidas con fragmentos de cuarzo cementados con carbonato de calcio, sílice o arcilla. En la medida en que los granos se tornan mas grandes se aproxima al conglomerado. 

Conceptos básicos.

Esfuerzo: Los esfuerzos internos sobre una sección transversal plana de un elemento estructural se definen como un conjunto de fuerzas y momentos estáticamente equivalentes a la distribución de tensiones internas sobre el área de esa sección. Esfuerzo normal: Es el que viene dado por la resultante de tensiones normales σ, es decir, perpendiculares al área para la cual pretendemos determinar el esfuerzo normal. Esfuerzo de corte: Es el que viene dado por la resultante de tensiones cortantes τ, es decir tangenciales al área para la cual pretendemos determinar el esfuerzo de corte. Esfuerzos efectivos: Al aplicar un esfuerzo total en una roca que contenga fluidos, parte de este es soportado por el fluido contenido en los poros. Como el fluido soporta parte del esfuerzo, la matriz de la roca solo se afecta por la componente del esfuerzo efectivo. Deformación: La posición relativa de los puntos dentro de un cuerpo se altera cuando el cuerpo se someta a un campo de esfuerzos. En términos de la mecánica del medio continuo, es el desplazamiento de todos los puntos del cuerpo. La posición inicial (x, y, z) de cada punto se conoce y las fuerzas aplicadas originan el desplazamiento a una posición final. Efecto del módulo de Poisson: Un espécimen de roca, tal como un cilindro cuya longitud es de dos a tres veces su diámetro, se deforma cuando este sujeto a compresión axial. Entre más alto sea el nivel de esfuerzos mayor deformación experimenta la roca. Criterios de falla: Existe una relación entre el esfuerzo principal efectivo, el cual representa el limite a partir del cual la inestabilidad o la falla ocurre. Si la roca se encuentra bajo confinamiento estos esfuerzos serán máximos. La variación del esfuerzo máximo con la presión de confinamiento se conoce como criterio de falla. 31


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Criterio de Mohr: Mohr propuso que cuando una falla por cizallamiento sucede en un plano el esfuerzo normal y el de cizallamiento en ese plano se da en función de las características del material. Poroelasticidad: Dentro de la proximidad de la pared del pozo, la poroelasticidad se examina; esta sugiere que la presión de poro ayuda a contrarrestar el esfuerzo mecánico del o entre granos. 

Propiedades mecánicas de las formaciones.

Constantes elásticas dinámicas. Al someter una roca a diferentes esfuerzos tiende a deformarse de una manera previsible. Por lo tanto, las relaciones que describen este comportamiento recibe el nombre de constante elástica. A continuación se da una definición de las relaciones básicas. Relación de Poisson. Es una constante definida por la relación que existe entre la deformación lateral y la deformación longitudinal que sufre una roca. Matemáticamente se expresa:

Módulo de Young. Es la relación entre los esfuerzos y deformaciones longitudinales. Este efecto obedece a la propiedad elástica de la roca al estar sometida a los esfuerzos compresivos por la barrena. Se expresa como:

Modulo de Cizallamiento Es el efecto de los esfuerzos paralelos compresionales que se producen al o de la barrena con la cara de la cara de la formación y se define como la fuerza tangencial sobre la cara de la roca. Su expresión es:

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Módulo Volumétrico. Es el cambio de volumen que producen los esfuerzos compresionales derivados del peso sobre barrena a la cara de la roca y se expresa como:

Módulo de Compresibilidad. Es el cambio fraccional del volumen de la roca por unidad de incremento de esfuerzo compresivo aplicado a la formación. Se expresa como:

Compresibilidad de la Roca. Es la relación que existe entre el cambio volumétrico de la matriz generado por la carga compresiva de una columna hidrostática. Se expresa como:

Constante elástica de Biot. Parámetro que define la eficiencia del fluido poroso para aplicar una carga aplicada. Ángulo de Fricción Interna. Partiendo de la ecuación que describe linealmente la envolvente del círculo de Mohr y que a su vez separa los planos de fractura se puede reescribir la resistencia al cizallamiento como:

Y la diferencia entre la resistencia al cizallamiento y el esfuerzo de cizallamiento como: 33


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En los planos donde esta diferencia se vuelve mínima el material se romperá, por lo tanto cuando:

Se tiene que:

Ó

Y

De acuerdo con las consideraciones anteriores, el ángulo entre el plano de ruptura y el esfuerzo de deformación es por lo general menor a 45°; esto es, el plano de cizallamiento depende del ángulo de fricción interna y que a su vez es una propiedad del material el cual puede variar con el esfuerzo normal.

Figura 21: Ángulo de fricción interna.

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El ángulo de fricción interna es mayor en areniscas y menoren arcillas; además, se incrementa rápidamente al crecer la presión de confinamiento en las areniscas y poco en las arcillas. Entre mayor sea el ángulo de fricción interna se requiere un esfuerzo de cizallamiento para incrementar la ruptura y la presión de confinamiento. Por lo tanto, diversos materiales tienen una curva tipo para el ángulo de fricción interna.

Figura 22: Envolventes típicas de ruptura.

Entre más pendiente tenga la curva, mayor es la diferencia en la resistencia al cizallamiento con el incremento de la presión de confinamiento. Así, la resistencia a la tensión es menor que la resistencia a la compresión. Cuando la diferencia entre la resistencia a la compresión y a la tensión es mayor se dice que es un material quebradizo y cuando es menor es un material dúctil. Al incrementar la presión de confinamiento la curva del ángulo de fricción interna tiende a achatarse, el ángulo del plano de cizallamiento se incrementa y la diferencia entre dúctil y quebradizo desaparece. Resistencia compresiva. Como se mencionó anteriormente al aumentar la presión de confinamiento, la resistencia y la ductilidad de la roca se incrementan. La estimación de la resistencia compresiva de la roca depende de las de las condiciones según las cuales se calcule. Para obtener la resistencia compresiva sin confinamiento (presión atmosférica), basta con obtener las lecturas del registro de densidad y de porosidad para establecer la relación. Smorodinov y colaboradores determinaron dos relaciones entre el esfuerzo compresivo para un grupo de rocas carbonatadas:

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La densidad y la porosidad.- Si se toman muestras de la formación y se realizan pruebas triaxiales a la presión de confinamiento se obtiene la resistencia compresiva in situ o confinada. La relación de la resistencia compresiva como una función de la presión de confinamiento está dada por la envolvente de Mohr. A partir de la intercepción de la falla de la roca a una presión de confinamiento con la aproximación lineal de la envolvente puede ordenarse para calcular la resistencia compresiva confinada. Esto es:



Medición de las propiedades mecánicas de las rocas.

Existen dos enfoques en el campo de la mecánica de rocas para determinar las constantes elásticas. El primer método requiere colocar una muestra de roca bajo una carga en una máquina de prueba para determinar las constantes elásticas a partir de la relación de deformaciones. Las constantes obtenidas por este método se llaman constantes estáticas, el segundo método involucra la medición de las velocidades de las ondas acústicas y de termina los valores de la relación de la propagación de las ondas. Estas se llaman constantes elásticas dinámicas. Para un material idealmente elástico, las constantes estáticas y dinámicas son las mismas. Para las rocas no es el caso. Las constantes elásticas dinámicas son más altas que las estáticas la diferencia es mayor a bajas presiones de confinamiento. Por otro lado, a bajas presiones de confinamiento las rocas exhiben una relación no lineal de esfuerzo/deformación. A altas presiones de confinamiento el comportamiento se vuelve más lineal y hay una mejor concordancia entre ambas constantes. Desde el punto de vista práctico, varias consideraciones importantes favorecen el uso de las mediciones dinámicas obtenidas en los registros. Primero, las mediciones son hechas in situ y deben ser más representativas del estado de esfuerzo de confinamiento. Por otro lado, las mediciones estáticas requieren el corte de un núcleo de formación que mantenga las propiedades originales. En segundo lugar, los registros proporcionan una medida continua y permiten establecer una tendencia.

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 Medición a partir de registros geofísicos. Si los valores de los tiempos de tránsito compresional, cizallamiento y densidad están disponibles, las constantes elásticas dinámicas se obtienen en formaciones homogéneas e isotrópicas a partir de las siguientes relaciones básicas.

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2

3

4 5

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Capítulo III Selección de Barrenas 

Información requerida y principios.

Para seleccionar la barrena adecuada se debe analizar un gran número de variables que interactúan entre sí, por esta razón es indispensable conocer:           

La evaluación del desgaste de las barrenas previamente empleadas. Los rendimientos obtenidos en pozos vecinos. Los registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo (si se tienen). Los datos sísmicos del área. El software especializado en cálculo y análisis para la selección. Las propiedades de los fluidos de perforación por emplearse en función de la barrena elegida. Las tablas e información geológica. Los catálogos de barrenas. Los boletines sobre las características de las barrenas. Las tablas comparativas de barrenas. Las clasificaciones de barrenas (ejemplo del IADC) International Association of Drilling Contractors.

 Principios Para realizar la perforación, las barrenas funcionan con base en dos principios esenciales: fallar la roca venciendo sus esfuerzos de corte y de compresión. El principio de ataque de la barrena se realiza mediante la incrustación de sus dientes en la formación y posteriormente en el corte de la roca al desplazarse dentro de ella; o bien, mediante el cizallamiento generado por los cortadores de la barrena y que vence la resistencia de la roca. De ahí que se distingan dos tipos fundamentales de barrenas: de dientes y de arrastre. La forma de ataque dependerá del tipo y características de la roca que se desea cortar, principalmente en función de su dureza. Este factor resulta muy importante en la clasificación de las barrenas. Por ejemplo, para formaciones suaves la mecánica preferencial es el paleado y escareado que proporcionan las barrenas de dientes; mientras que en formaciones duras es preferible usar barrenas de arrastre; sin embargo, es el grado de dureza lo que determinará el tipo de barrena y el principio de ataque.

 Fluidos de perforación. 38


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El tipo y la calidad de los fluidos tienen un efecto importante en el rendimiento de la barrena. Los de base aceite mejoran el rendimiento de las estructuras de corte PDC; el rendimiento del diamante natural y del TSP varía según la litología. El fluido base agua presenta más problemas de limpieza por la reactividad de las formaciones. Los records pueden determinar la variación y el nivel de efectividad de los fluidos de perforación que se usan en el campo. Propósitos fundamentales del fluido de perforación: 1.- Limpiar el fondo del agujero. 2.- Enfriar la barrena. 3.- Sacar los recortes del agujero. 4.- Soportar las paredes del agujero para que no se derrumben. 5.- Evitar que fluidos de las formaciones entren al agujero. 6.- Transmitir señales a superficie. Lodos. En las operaciones de perforación se utilizan cuatro tipos de lodos: • • • •

Lodos base agua. Lodos inhibidos. Lodos de bajo contenido de sólidos. Lodos base aceite (Emulsión inversa).

Lodos base agua: Los lodos base agua son de dos tipos: cuando se les agregan productos químicos orgánicos se denominan lodos base agua con dispersantes orgánicos y cuando se les agrega aceite se denominan emulsionados Los lodos base agua con dispersantes orgánicos son los más utilizados y se clasifican de acuerdo al dispersante usado en su control. Por esta razón, las características predominantes en los lodos están relacionadas al dispersante usado, definiéndose de la siguiente manera: • • • •

Lodos tratados con taninos. Lodos tratados con lignitos. Lodos tratados con lignosulfonatos. Lodos tratados con cromolignosulfonatos.

Los lodos base agua emulsionados requieren en su preparación aceite, diesel o crudo en cantidad de 5 a 10% del volumen total del lodo. Las ventajas de este tipo de lodo son: 39


• • • • • •

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Reducen la torsión y embolamiento de la barrena. Aumentan el avance de la perforación. Aumentan la vida de la barrena. Previenen pegaduras por presión diferencial. Mejoran el enjarre. Aumentan la lubricidad.

Sin embargo tienen desventajas tales como: reducen la densidad, aumentan la viscosidad y reducen el filtrado Lodos inhibidos. En algunas operaciones de perforación los lodos base agua no resultan efectivos, sobre todo cuando se requieren altas densidades sin alterar la viscosidad o gelatinosidad. En estos casos se recomienda el uso de lodos inhibidos los cuales se clasifican, en general, en: cálcicos, base yeso, de agua de mar y de agua saturada de sal. Dentro de las ventajas de los lodos inhibidos tanto cálcicos como base yeso se puede mencionar que protegen la tubería de perforación de la corrosión y suprimen la actividad biológica; sin embargo, tiene como desventaja que tienden a solidificarse a temperaturas de fondo mayores de 120° C. Los lodos de agua de mar y de agua saturada de sal se usan, generalmente, para evitar problemas de perforación provocados por presencia de sal en la columna litológica. Lodos de bajo contenido de sólidos Un lodo de bajo contenido de sólidos puede definirse como un lodo de perforación, terminación o reparación que cubre ciertos requisitos de densidad, viscosidad y control de filtración con un contenido mínimo de arcilla. Dentro de este tipo de lodos se encuentran los siguientes: • Gomas. • Asbestos finamente divididos. • Arcilla beneficiada. • Combinados (Bentonita prehidratada-Lignosulfonato). • Lodo no dispersivo. En áreas donde este tipo de lodos es aplicable, se obtienen grandes ahorros por: • Aumento en el grado de penetración. • Aumento en la vida de la barrena. • Mejor estabilidad del agujero. Sin embargo, el uso de este tipo de lodos es delicado por lo que se debe tener cuidados como son: reducir el uso de bentonita para controlar la viscosidad y filtrado, controlar el filtrado con polímeros orgánicos, usar un vibrador de doble 40


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malla para una mejor eliminación del recorte y funcionamiento óptimo del eliminador de sólidos. Lodos base aceite (Emulsión inversa). El término Lodo Base Aceite se refiere tradicionalmente a lodos preparados en aceite con un porcentaje de 1 a 5% de volumen de agua mientras que el concepto Emulsión Inversa se usa para designar un lodo con más de 5% de volumen de agua. Existen diversas aplicaciones para este tipo de lodos como son: • • • • •

Protección de arenas productoras. Perforación de lutitas sensibles al agua. Perforación en agujeros con altas temperaturas. Perforación de formaciones solubles. Baches para liberar tubería pegada por presión diferencial.

 Reología de lodos. Las características reológicas de los fluidos de perforación se refieren al análisis necesario que hay que efectuar al lodo para conocer las condiciones del mismo. Dichas características se fijan de antemano, dependiendo del tipo de roca que se va a perforar y las posibles presiones de un probable yacimiento que pudiera dañar con la barrena. Con base en lo anterior, para cada etapa de perforación se considera determinado tipo y características de lodo. Las principales características reológicas a considerar son las siguientes: • • • • • •

Tipo de lodo. Densidad (se mide en gr/cm3). Viscosidad (se mide en segundos). Salinidad (se mide en ppm de cloruros). Potencial hidrógeno (pH). Filtrado.

El sistema de circulación del lodo. Una de las características esenciales de un sistema de perforación rotatorio es el sistema de circulación, también conocido como el sistema de lodo.

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Para que un sistema de perforación rotatorio pueda funcionar, es indispensable circular fluido a través de la sarta de perforación y por el espacio anular entre la sarta de perforación y la pared del agujero o la tubería de revestimiento.

Figura 23: Esquema generalizado del ciclo de lodo en un pozo.



Criterios de la selección de barrenas.

 Objetivos de la perforación. Para el proceso de selección es fundamental conocer los objetivos de perforación, que incluyen todo tipo de requisitos especiales del operador para perforar el pozo. Esta información ayudará a determinar las mejores características de la barrena que requiere la aplicación y a concentrar sus esfuerzos en satisfacer las necesidades de la compañía perforadora y sus requisitos de perforación. 42


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Rendimiento: Uno de los principales objetivos del operador es perforar el pozo en el menor tiempo posible. Esto significa orientar la selección de barrenas hacia la búsqueda del tipo que más duración tenga; se busca principalmente la máxima cantidad de metros en un tiempo de rotación aceptable, eliminando así el costoso tiempos del viaje. Direccional: El tipo de pozo direccional es un criterio importante cuando se deben seleccionar las características de las barrenas ya sean tricónicas o de diamante. Una ventaja específica de las barrenas de diamante es su gran alcance y sus posibilidades para perforar en sentido horizontal. Estos tipos de pozos, por lo general, tienen secciones homogéneas prolongadas que son óptimas para la aplicación con barrenas de diamante. La densidad de los cortadores, la cantidad de aletas, el control de la vibración y el calibre de la barrena son parámetros de selección cuando se estudian las aplicaciones direccionales. Economía: El medio ambiente económico es un factor fundamental para la aceptación de los diseños con diamante, siempre y cuando los análisis de costo así lo determinen; en caso contrario se deben seleccionar barrenas tricónicas. Análisis históricos: Un análisis objetivo de los pozos de correlación (pozos offset) ofrece la oportunidad de comprender las condiciones en el fondo del pozo, las limitaciones de su perforación y en algunos casos la selección de barrenas. Los análisis históricos comienzan con una colección de registros o récords de barrenas e información relacionada con el pozo, tal como se explicó anteriormente en este capítulo. Se debe tener precaución de que los registros de barrenas sean representativos de lo que será perforado en el pozo objetivo. La información también debe actualizarse y reflejar los tipos de barrenas recientes, es decir de menos de dos años de antigüedad. Por supuesto, esto no es posible en el caso de pozos de exploración o en los campos más antiguos que no han sido perforados recientemente. En estos casos, dependerá de la información geológica y se debe considerar el primer pozo como referencia para las recomendaciones de aplicaciones futuras. Coeficiente de penetración típico: El coeficiente de penetración es una indicación de la dureza de la roca; no obstante una selección inadecuada de la barrena oculta las características de dureza de la roca. Esto es válido cuando se elige una barrena demasiado dura para una aplicación. La barrena más dura, debido a la densidad de sus cortadores o la proyección de sus dientes, tiene un límite superior de coeficiente de penetración determinado por su diseño. Por lo general, a medida que se perfora más profundo se espera utilizar barrenas cada vez más duras. El análisis de la resistencia de las rocas ha revelado que este paradigma no siempre es válido y, en muchos casos, las barrenas más blandas pueden utilizarse con éxito en las partes más profundas del pozo.

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Fluidos de perforación: El tipo y calidad del fluido de perforación que se utiliza en el pozo tienen un efecto importante en el rendimiento de la barrena. Los fluidos de perforación base de aceite mejoran el rendimiento de las estructuras de corte PDC; el rendimiento del diamante natural y del TSP varía según la litología. El fluido de perforación base agua presenta más problemas de limpieza, debido en gran parte a la reactividad de la formación a la fase acuosa del fluido de perforación. Los récords pueden determinar la variación y el nivel de efectividad de los fluidos de perforación que se usan en el campo. Energía hidráulica: La energía hidráulica de la cual el régimen de circulación es un componente integral, proporciona la limpieza y enfriamiento a la barrena. Se refiere en términos de caballos de fuerza hidráulica por pulgada cuadrada ("hydraulic horse power per square inch", HSI) de superficie en las secciones del pozo. Los análisis históricos indican los parámetros comunes utilizados en el campo y qué oportunidades existen para una mejor utilización de la energía hidráulica por medio de la selección de las barrenas o de los parámetros de operación. Las barrenas de diamante deben funcionar de acuerdo con escalas hidráulicas específicas para asegurar su eficiente limpieza y enfriamiento. Los regímenes de surgencia insuficientes y el índice de potencia hidráulica (HSI) afectan el enfriamiento y provocan daños térmicos en la estructura de los cortadores. Énfasis en los costos: Indica la sensibilidad del operador con respecto al costo, en la mayoría de las veces esto se traduce en barrenas de menor precio. Los ingenieros de diseño y operación deben tomar en cuenta el número de oportunidades que afectan los costos de un pozo y que dependen del tiempo. Se debe recordar siempre que esto mejora si se selecciona una barrena de perforación de alta calidad. La barrena que debe tener las cualidades que satisfagan las necesidades de la aplicación de la compañía perforadora sin aumentar indebidamente su costo. Una barrena de diamante que vuelva a utilizarse da lugar a costos más bajos de perforación. Así la compañía perforadora tiene la oportunidad de utilizar un producto de alta tecnología que, en otro caso, sería una situación económica marginal. Restricciones en la perforación: Los parámetros operativos deben corresponder a una escala aceptable para que una barrena de diamante ofrezca los mayores beneficios. Por lo general, los parámetros que no corresponden con escalas reducen la eficiencia de costo del producto. Cuando se encuentran estas situaciones se debe considerar una barrena de roles. Por el contrario, algunas restricciones brindan oportunidad para seleccionar una barrena de diamante. Limitaciones de peso sobre la barrena: Cuando se encuentran situaciones en el PSB limitado, una estructura de corte eficiente como la PDC tiene posibilidades de ofrecer un mayor Ritmo de Penetración (ROP) que una barrena de roles. Escalas de revoluciones por minuto (RPM): La velocidad que la Compañía perforadora espera utilizar en la barrena indica los parámetros de vibración y 44


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resistencia al desgaste que se necesita para mantener un desgaste parejo de la barrena y prolongar su duración. Las barrenas de diamante se utilizan mejor que las barrenas de roles a altas velocidades de rotación. Formaciones nodulares: Las formaciones de tanita, pirita y conglomerados se denominan comúnmente formaciones nodulares. Por lo general, este tipo de formación no se utiliza en la mayoría de las barrenas de diamante debido al daño por impacto en la estructura de sus cortadores. Sin embargo, existen estructuras de corte que pueden perforar eficazmente en estas aplicaciones. Ampliación: Si se planifica más de dos horas de operación de ampliación, se debe considerar seriamente la corrida de una barrena de roles. El ensanche excesivo daña la superficie del calibre de una barrena de diamante porque las cargas de la barrena se concentran en una superficie pequeña. La vibración lateral también debe considerar la estructura de corte sólo parcialmente engranada y por lo tanto hay escasas oportunidades o ninguna, para que las características del diseño de la barrena puedan funcionar. Pozos profundos: En estos pozos se puede tener una cantidad desproporcionada de tiempos de viaje respecto al tiempo de perforación. Como resultado, la eficiencia en la perforación es reducida. Se debe considerar una barrena de diamante que ofrezca mayor duración (menos viajes) y mejor eficiencia en la perforación. Pozos de diámetro reducido: Si el pozo tiene menos de 6 ½ pulgadas, se necesita una reducción física del tamaño de los cojinetes en todas las barrenas de roles. Estas limitaciones requieren una reducción PSB, que ocasiona un mayor coeficiente de penetración. Se debe considerar una barrena de diamante para aumentar el coeficiente de penetración y permanecer en el pozo durante periodos prolongados. Aplicación con motores: Algunos motores dentro del pozo funcionan a altas velocidades (>250 R.P.M.). La alta velocidad aumenta la carga térmica de los cojinetes y aceleran la falla de la barrena. Se debe considerar una barrena de diamante sin partes móviles, para optimizar las R.P.M. y la perforación. Atributos al medio ambiente: Para lograr una solución en las barrenas en el pozo a perforar es necesario analizarlo por secciones que se puedan manejar. El más evidente es el diámetro del pozo. Luego se subdivide cada sección del pozo en intervalos con atributos comunes respecto a su medio ambiente. El rendimiento económico es función del costo operativo, costo de las barrenas, coeficiente de penetración e intervalo a perforar. Los atributos del medio ambiente pueden dividirse según categorías de parámetros en cuanto al tipo de roca, medio ambiente y operativos. Un análisis detallado de cada una de estas categorías indica los parámetros para la selección de barrenas tricónicas o de diamante. En formaciones en donde se pueden perforar con barrenas de diamante en ritmo de penetración mayor al de las barrenas tricónicas es indiscutible su aplicacion. Debido a lo anterior en los últimos años cuando se selecciona una barrena, antes 45


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que nada se hace estudios para seleccionar las de diamante. Tipo de roca: Si se cuenta con datos precisos sobre las formaciones que debe perforarse, se selecciona con más facilidad la estructura óptima de corte y la densidad que requiere la aplicación sea barrena tricónica o de diamante. Litología: Por lo general, la información litológica es la primera que se necesita para determinar la mejor selección. Definidos los tipos de rocas se asocian más con la mecánica de corte de las barrenas de diamante. Sin embargo, para las aplicaciones de diamante quizás sea más importante el tipo litológico desfavorable, que provocarán fallas graves. El tipo de roca ayuda a determinar el tipo de corte necesario para vencer su resistencia: corte, surcado o molido. Características litológicas: Definen aún más los parámetros de selección para la barrena una vez que se eligió. En las barrenas de diamante se indica la densidad requerida para los cortadores, configuración hidráulica y se permite estimar la duración de la barrena y su coeficiente de penetración: De transición: Indica cambios en la dureza de la formación del intervalo objetivo. Provoca cargas disparejas en el perfil de la barrena a través de la transición. Las vibraciones axiales de torsión y laterales son posiblemente factores en el medio ambiente. La calidad y densidad específica de los cortadores constituye el criterio de selección. Homogeneidad: Indica la consistencia de la formación. Existe más flexibilidad de selección con respecto a características agresivas de la barrena, como menor densidad de los cortadores. Las barrenas tricónicas sólo se requiere escogerlas de acuerdo con la dureza de la roca. Interestratificación: Esta característica se relaciona con las formaciones de transición e indica cambios en la litología del intervalo en estudio. Se debe considerar la selección de tipos específicos de cortadores o dientes, así como su calidad y densidad. Fracturados o nodulares: A este indicador se le debe prestar mucha atención. Es una situación de alto impacto para la cual por lo general no se recomiendan las barrenas de diamante. Sin embargo, determinadas estructuras de corte, como las barrenas de diamante natural con fijaciones dorsales y las barrenas de incrustaciones pueden perforar eficazmente en estas aplicaciones. Tendencias de desviación: Normalmente esto se relaciona con formaciones de buzamiento y perforación de transición. El tipo de calibre es el criterio de selección fundamental para estas aplicaciones. Vibración: La vibración en el proceso de perforación ha demostrado tener una función en el rendimiento y la duración de las barrenas de perforación. En realidad, el control de las vibraciones forma en la actualidad parte integral de la 46


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tecnología y el diseño de las barrenas. Existen parámetros de selección de barrenas que se refieren especialmente al control de la vibración. La selección del calibre también desempeña una función importante para determinar el nivel de control de la vibración de acuerdo con el diseño de la barrena sea tricónica o de diamante. Compresibilidad de la roca: La compresibilidad de la roca al igual que la de los fluidos es un mecanismo de expulsión de hidrocarburos. Al comenzar la explotación de un yacimiento y caer la presión se expande la roca y los fluidos. La expansión de la roca causa una disminución del espacio poroso interconectado. La expansión de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido por la producción de fluidos que a su vez causó la caída de presión. Ambos efectos van en la misma dirección, la cual es expulsar fluidos del espacio poroso interconectado. Este mecanismo de expulsión es especialmente importante en la producción de yacimientos subsaturados sin empuje de agua hasta que la presión baja hasta la presión de saturación. De hecho, en el caso de la compresibilidad es la única fuente de energía de producción. En el caso de la formación se definen tres tipos de compresibilidades: a) Compresibilidad de los Poros () b) Compresibilidad de la Matriz (Cr) c) Compresibilidad Total de la Roca (Cb) Cuando se extrae fluido de una roca receptora, la presión interna cambia, aumentando la presión diferencial entre esta presión interna y la presión externa de sobrecarga que permanece constante. Esto trae como consecuencia el desarrollo de diferentes esfuerzos en la roca dando como resultado un cambio en la parte sólida, en los poros y por consiguiente en la roca total. Desde el punto de vista de la ingeniería de yacimientos, el cambio principal es el sufrido por los poros. El cambio en el volumen total es importante en áreas donde ocurre fenómeno de subsidencia. La relación entre , Cb y Cr con la porosidad viene dada por la siguiente ecuación: Cb = PHI + (1-PHI) Cr

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 Litología Era

Período Cuaternario

Cenozoico

Neógeno

Paleógeno

Cretácico

Mesozoico

Jurásico

Triásico



Época

Formaciones

Holoceno

Barrenas Triconica 111

Pleistoceno

Arenas c/poco de

Triconica 114

Plioceno

cuarzo

Triconica 121

Mioceno

Arenas c/intercalaciones

Triconica 127

Oligoceno

de lutitas

Triconica 131-137

Eoceno

Lutitas (arsillas mas

Triconica 415

Paleoceno

Compactadas)

Triconica 527

Superior

Calizas

Triconica 211-217

Inferior

Calizas

Triconica 637

Superior

Calizas,

Triconica 437

Medio

Wackston y

Triconica 637

Inferior

Mudstone

Triconica 837

Superior Inferior

Selección por medio de registros geofísicos.

Los registros geofísicos de los pozos son una importante fuente de información sobre las características de las formaciones que se perforan en un pozo. Existe una gran variedad de registros, cada uno diseñado para medir diferentes propiedades de las rocas.  Análisis de resistencia a la compresión. Es un método cualitativo, relativamente nuevo para calcular la dureza de la roca, muy útil para determinar cuándo se deben usar barrenas PDC. Antiguamente, el análisis de dureza de las rocas se basa en el uso de registros de velocidad de las ondas sonoras de registros sónicos, como medio para reemplazar la medición directa o el cálculo de la dureza. Recientemente se han desarrollado programas para obtener el valor correspondiente a la resistencia a la compresión de rocas no confinadas (a presión atmosférica), usando la información de la velocidad sónica para computar un valor correspondiente a la dureza de la roca no confinada. Aunque este enfoque es usar la velocidad sónica, el cálculo de la dureza de rocas no confinadas obtenido es frecuentemente más bajo que el de las rocas comprimidas (confinadas) que se perforan, la resistencia de la roca no confinada es su dureza a la presión atmosférica. Algunas compañías de barrenas han desarrollado un programa de cómputo que ayuda a seleccionar barrenas PDC. Los datos de los registros se introducen en dichos programas en código ASCII; esta información es la base para calcular la resistencia a la compresión de la roca a condiciones de fondo. Estos 48


IPN

programas definen con mayor precisión la dureza de la roca en lo referente a su dureza confinada, valor que se aproxima a la dureza de la formación en el fondo del pozo.

Figura 24: Análisis de dureza.

49


IPN

Figura 25: Registro comparativo de pozos Madrefil1-Bricol 2DL

50




IPN

Selección en función de la formación a perforar.

La primera y más importante tarea en seleccionar una barrena es una aplicación específica al realizar la descripción de la formación por perforar. El conocimiento de sus propiedades físicas demuestra el tipo de barrena que se debe seleccionar en ciertos intervalos. Si la formación es elástica tiende a deformarse cuando se comprime en lugar de fracturarse. Aunque la roca tenga resistencia a la compresión, es posible que la barrena no genere recortes fácilmente. En estas situación se perfora con barrenas PDC y se recomienda cortadores grandes. Las barrenas PDC se desarrollaron primordialmente para perforar formaciones sedimentarias blandas a medianas que antes se afectaban con barrenas de dientes fresados y con insertos de carburo de tungsteno. En formaciones blandas, la barrena PDC ha logrado ritmos de penetración de hasta tres veces más que con barrenas de rodillos. El incremento del ritmo de penetración se debe al mecanismo de corte por cizallamiento de la barrena PDC, a su más larga duración, a la resistencia de los diamantes a la abrasión y al hecho de que la barrena PDC carece de piezas móviles que pueden fallar. La siguiente lista resume los principales tipos de formaciones, en orden decreciente de dificultad para perforarse. Las formaciones que se consideran aptas de perforarse con barrenas PDC son las de tipos 1 a 7, si bien en ciertas aplicaciones se pueden usar para perforar areniscas blandas (tipo 8) y algunas evaporitas (tipos 9, 10 y 11). Las formaciones de tipo 12 o de números más altos aún no se pueden perforar con barrenas PDC. Arcilla Barro compacto (mudstone) Marla Evaporita Yeso Lutita Limo Arenisca Anhidrita Caliza Dolomita Conglomerado Horsteno Rocas volcánicas Debe recordarse que dentro de cada grupo de formaciones hay "subgrupos", algunos de los cuales no se pueden perforar con barrenas PDC, al menos hasta ahora con la tecnología existente. 51


IPN

La resistencia de la roca esta relacionada con la litología. Se debe tener cuidado de no equiparar el nombre de la formación con el tipo de roca, especialmente cuando se trata de lutitas. Algunas formaciones denominadas "lutitas" no coinciden con la definición. Ejemplos de esas anomalías son las lutitas Laffan de Dubái y las lutitas Wolfcamp de Texas, las cuales son carbonatos. Para ejemplificar el uso de las propiedades de la roca en la selección de barrenas, refiérase a la sección mecánica de rocas. En esa parte se detalla la metodología el la selección con una guía en base en la resistencia compresiva sin confinamiento.

Figura 26: selección con base a Co.

Figura 27: Correlación sísmica Bricol 2DL

52




IPN

Selección por pozos de correlación

La selección de barrenas por correlación tomando como base la información de los parámetros de operación de pozos perforados, pueden utilizarse como pozos de correlación. Usando la información es posible determinar las características que debe tener la barrena para tener un buen desempeño durante su operación. La metodología mencionada no requiere del uso de fórmulas de manera directa, aunque pueden utilizarse como apoyo. Este tipo de selección plantea de manera simple el impacto que genera cada una de las características de la barrena, lo cual ayuda a seleccionar las características requeridas a fin de obtener un desempeño óptimo durante la perforación. Para seleccionar una barrena a través de este método, es necesario construir un perfil de comportamiento dinámico de la barrena en función de la litología, tamaño de los cortadores, número de aletas, direccionabilidad, orientación de los cortadores y diseño del pozo. Este es un proceso relativamente sencillo, pero el buen uso de este método depende de la persona encargada de realizarlo y de la información disponible. El proceso de selección por correlación se usa en pozos de desarrollo y aunque puede usarse en pozos exploratorios, este método no sería de mucha ayuda y resulta contraproducente, dado que es posible que los pozos más cercanos estén a varios kilómetros de distancia. Este proceso involucra conocimiento y análisis de diversas situaciones, herramientas y procedimientos para poder realizar la selección optima de las barrenas. Los factores que comúnmente se toman en cuenta para realizar la selección son:     

Compresibilidad de la formación. Estado mecánico del pozo a perforar. Barrenas utilizadas en pozos cercanos. Decisión de las características de las posibles barrenas seleccionadas. Decisión de la ROP esperada.

53


IPN

Figura 28: Proceso de selección de barrenas por correlación.

54


IPN

Figura 29: Estado mecánico de pozos de correlación Tarraya 1, 1A, 1B, 1C

55




IPN

Factores que afectan el desgaste de las barrenas.

Los factores que afectan el desgaste de las barrenas se pueden dividir en: geológicos, operativos, de manejo y de transporte. Los dos últimos parámetros pueden obviarse; pero el primero debe ser bien estudiado antes de definir el tipo de barrena que se va a utilizar. Esto permite minimizar el desgaste y determinar su rendimiento de operación sobre la formación que se va a perforar. Factores geológicos: El factor más importante para la selección y operación de una barrena es el conocimiento de la geología del sitio que se va a perforar; es decir las propiedades físicas de la formación, entre las que se pueden mencionar: Abrasividad: La composición de materiales abrasivos en la constitución de la roca (pirita, pedernal, magnetita, etc.) son la causa del desgaste prematuro en toda la estructura de una barrena; el calibre es el parámetro más afectado. Resistencia específica de la roca: Está relacionada con la litología y los eventos geológicos que se hayan experimentado. Existen rocas que fueron confinadas a gran profundidad y que posteriormente quedaron a profundidades someras debido a levantamientos tectónicos. Por esto son más compactas que a las de tipos similares pero que no han cambiado de profundidad. La resistencia específica de la roca también depende de la cementación de los granos, forma y tamaño. Una clasificación de dureza se presenta en la sección: Mecánica de rocas. Factores operativos: Estos factores deben diseñarse de acuerdo con la geología por atravesar y con la geometría del agujero. Pueden ser modificados en el campo en función del desempeño observado. A continuación se mencionan los principales factores operativos así como las consecuencias inherentes a una inadecuada selección: Peso sobre barrena: A medida que la barrena perfora, los dientes o cortadores se desgastan, por lo que generalmente se le aplica cada vez más peso. Éste es recibido por los conos o por la cara de la barrena. Este aumento de peso puede hacerse hasta lograr un ritmo de penetración aceptable o hasta llegar al límite prescrito en las recomendaciones de operación de la barrena; en caso contrario la barrena de conos o de diamante tendrá un desgaste prematuro. Velocidad de Rotación: La velocidad de rotación suele expresarse con el término "RPM", o sea Revoluciones Por Minuto. La alta velocidad de rotación por sí sola, no limita el funcionamiento de las barrenas, principalmente las de diamante, ya que por su diseño se usan con motor de fondo o turbina. En cuanto a las barrenas de conos hay algunas especiales para altas velocidades de rotación; sin embargo, hay otros factores que imponen un valor práctico máximo de RPM en ciertas aplicaciones. Las causas de la limitación son la sarta de perforación y el mecanismo impulsor. Para evitar velocidades críticas debe usarse el sentido común: la velocidad de rotación más adecuada es aquella que produzca un máximo ritmo de penetración, pero sin causar problemas. Debe observarse que 56


IPN

en formaciones blandas el aumento de la velocidad de rotación resulta en un aumento proporcional del ritmo de penetración. Es posible que en algunas formaciones más duras ocurra lo contrario debido a que los dientes o cortadores no pueden perforar la roca si se sobrepasa cierto límite de velocidad de rotación se afecta el desgaste de las barrenas. Un caso particular son las barrenas de conos diseñadas para usarse con motor de fondo o power drive. En estas condiciones la velocidad de rotación es alta (los motores de fondo, dependiendo de su diámetro, tipo, gasto, marca, etc., pueden dar una velocidad de rotación de 50 hasta 600 rpm, mientras que las turbinas pueden dar una velocidad de rotación mayor a 1000 rpm), y el diseño específico consiste en mejoras en el sistema de rodamiento e hidráulica; recubrimiento de carburo de tungsteno para proteger de la abrasión las piernas; y mantener el sello durante condiciones de carga extrema: sello y grasa para operar en condiciones de alta temperatura permite operarlas con seguridad. Limpieza en el fondo del pozo: La limpieza de fondo es también uno de los puntos que afectan el desgaste de las barrenas debido a que el fluido de perforación limpia el pozo al desalojar los recortes. De esta manera evita que la barrena se embole y se deban usar entonces otros parámetros de perforación. También enfría los dientes o cortadores para que permanezcan a menor temperatura; efectúa además el enfriamiento y lubricación de la barrena y evita el desgaste por exceso de temperatura. Geometría del agujero: En función de la experiencia, en ciertas situaciones como la de empezar a desviar un pozo, es necesario utilizar condiciones de operación no tan recomendables como el peso sobre barrena, revoluciones por minuto, la utilización de sartas navegables para aumentar, disminuir o mantener ángulo. En estos casos el desgaste prematuro de la barrena es inevitable, por lo que la experiencia de campo es indispensable para detectar el desgaste que se está ocasionando. Manejo – Transporte: Otro factor no menos importante de desgaste de las barrenas es su manejo y transporte. Sin importar el tipo de barrena de conos o de diamante, deben tratarse bajo ciertos cuidados: se debe remover de su embalaje y colocarse sobre madera o alguna alfombra de caucho; nunca se debe rodar una barrena sobre la cubierta metálica del piso de perforación porque en el caso de las barrenas de diamante los cortadores son muy frágiles y pueden astillarse fácilmente. Si la barrena se deja caer por descuido y se rompen algunos dientes o cortadores, es posible que se acorte drásticamente su duración. En ese caso se deben anotar su número de serie, así como su tipo y diámetro; revisarla en busca de daños que le hayan ocurrido durante el tránsito y finalmente inspeccionar su interior para determinar si hay objetos extraños que puedan obstruir las toberas.

57




IPN

Evaluación del desgaste de las barrenas.

Sistema IADC de clasificación de desgaste. El análisis y evaluación de cada barrena desgastada puede ser de mucha utilidad para decidir el tipo de barrena que se va a utilizar después y en su caso la práctica de operación debe ser modificada. Quien aprenda a "leer" el desgaste de cada barrena y entienda bien que significa su aspecto, está cerca de obtener el máximo rendimiento de cada una de ellas. La información que se obtiene al evaluar el desgaste de las barrenas es significativa. Este valor se reconoce por la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC International Association of Drilling Contractors) hace algunos años, cuando se estableció un sistema mundial para la evaluación de desgaste de las barrenas de conos. Para las barrenas de cortadores fijos, este sistema de evaluación de desgaste no se aplica y se tuvo que establecer un nuevo sistema. El sistema de evaluación de desgaste se usa en las barrenas de conos, incluyendo las de diamante natural (ND), compactos de diamante policristalino (PDC), diamante policristalino térmicamente estable (TSP), barrenas impregnadas, coronas y otras barrenas que no son de rodillo y que no utilizan el diamante como elemento cortador. La tabla de evaluación de desgaste adoptada por la IADC incluye todos los códigos necesarios para analizar el desgaste tanto de barrenas de conos como barrenas de cortadores fijos. En este sistema, el desgaste se divide en ocho factores: las primeras cuatro columnas describen la estructura cortadora; las dos primeras columnas definen el grado de desgaste de los dientes, insertos o cortadores fijos de las hileras interiores exteriores ya sea en barrenas de conos o de diamante, en escala de 0 a 8, en base al desgaste se compara con el tamaño original del diente o cortador, los números aumentan con la cantidad de desgaste, el "cero" representa sin desgaste y el "ocho" indica desgaste total de los dientes o cortadores. La primera columna representa los cortadores situados dentro de los dos tercios del radio de la barrena de diamante, y las de conos representa las hileras de dientes interiores. Al evaluar una barrena de diamante desgastada, se debe registrar el promedio de desgaste de los dos tercios del radio, que representa las hileras internas, suponiendo que tenga 6 cortadores con desgaste 8, 6, 7, 4, 2 y 3 respectivamente, el desgaste de la hilera interior es: Desgaste de la hilera interior =

(8+6+7+4+2+3) 6

La segunda columna para las barrenas de diamante comprende el tercio restante y para las tricónicas la hilera de dientes exteriores, si los desgastes de una barrena 58


IPN

de diamante son 2, 1 y 3 entonces el desgaste de la hilera exterior es: Desgaste de la hilera interior = (2+1+3)3 2 En las barrenas de dientes la experiencia de campo es fundamental para evaluar su desgaste, ya que al analizar la barrena se define el desgaste tanto de las hileras interiores como exteriores. La tercera y séptima columnas sirven para anotar las características de desgaste de la barrena, o sea los cambios físicos más notorios desde su condición de nueva, como pueden ser: tobera perdida, cono roto, embolamiento, interferencia de conos. La cuarta columna se refiere a la ubicación. Se utiliza para indicar la localización de la característica de desgaste primaria anotada en la tercera columna. La columna número cinco (B), se refiere a los sellos del cojinete, cuando se trata de barrenas de cortadores fijos se marca siempre con una X, puesto que las únicas barrenas que tienen cojinetes son la de rodillos. La columna número seis (G) se refiere al calibre. Se utiliza para registrar la condición del calibre de la barrena. Se registra "I" si la barrena permanece calibrada, de lo contrario se registra lo descalibrado que está la barrena utilizando una medida lo más cercana posible a 1/16 pg. La última columna del sistema de evaluación de desgaste de la IADC se utiliza para registrar la razón de salida de la barrena. Los puntos anteriores para su mejor comprensión se ilustran en la figura 30.

Figura 30: Tabla de clasificación de desgaste de barrenas

59


IPN

Otro punto fundamental y casi no usado es el análisis de los récords de barrenas. Ahí, además de anotar datos como la profundidad de inicio y término, condiciones de operación, tipo, toberas utilizadas, tiempo de perforación, etc., se incluyen las observaciones donde se explican las condiciones en las que fue operada la barrena, que en muchos casos son especiales, tales como:   

Inicio de desviación. Mantener, incrementar o reducir el ángulo. Velocidad de perforación controlada por pérdida de circulación, cambio de formación, etc.  Utilización de sistema rotatorio y/o sartas navegables.  Utilización de martillo en casos de atrapamiento.  Perforar con pérdida total de circulación.  Perforar con presencia de gases amargos como ácido sulfhídrico y bióxido de carbono. Perforar en condiciones no óptimas de cualquier tipo por incapacidad del equipo de perforación, como el gasto, revoluciones por minuto, etcétera. Con las observaciones mencionadas anteriormente, se tiene un mejor criterio para evaluar el desgaste y no se sacrifica el uso de una barrena que ha sido seleccionada.

Figura 31: Ejemplos de evaluación de desgaste de barrenas

60




IPN

Ejemplo Práctico.

ANTECEDENTES BRICOL 2DL Perforar un pozo Exploratorio delimitador direccional a la profundidad de 6215 mvbmr, (6642 mdbmr) para delimitar una trampa estructural a nivel del Jurásico Superior Kimmeridgiano e incorporar reservas en el alineamiento estructural Bricol Bloque II (Figura 30) El resultado exitoso del Bricol-2DL, confirma el trend estructural probado por Bricol1 en Jurásico Superior Kimmeridgiano y su continuidad hacia el Bloque-II, este descubrimiento abre un trend estructural similar al Yagual-Chinchorro-Palangre, productor de aceite volátil de 32° API a 36°API en rocas del Cretácico MedioInferior y Jurásico Superior Kimmeridgiano respectivamente. Localización 2025000

JICARA-1A TECOLUTILLA-2 2020000

ARROYO PANTANO-101

BRICOL-1 BRICOL-1DL ALDAMA-1

TULAR-2 2015000 CHINCHORRO DL-27

BRICOL-2DL GUINDAO-1 TECOMATE-1

PALANGRE-1 PALANGRE-5 2010000

NACARA-1

2005000 455000

460000

465000

470000

475000

Figura 32: Ubicación de pozo Bricol-2DL

AIPM VILLAHERMOSA 61


IPN

ETAPA DE 14 ½” X 17 ½” La perforación en la etapa de ampliación con herramienta excéntrica de 14 ½” x 17 ½” en formación 100 % arenisca, se efectuó un récord único a nivel mundial, donde se tuvo un ahorro de 21 días en tiempo y costo por equipo; técnica usada posteriormente en diferentes pozos.

Figura 33: ETAPA DE 14 ½” X 17 ½”

Figura 34: Hidráulica Bricol 2DL etapa 14 ½” x 17 ½“

62

Selección de Barrenas de perforación para pozos de la zona sur 5"

19.50

DPS,

5"

19.50

DPG

CUMUL

IPN

P Pa Pa Pac Pa

(m)

Surface

5"

CANT. 19.50

12

x 5"

DPX

(120

DESCRIPCION (120

HW DP

(12

ts)

2726.79

D.E. (PG)

ts)

ts)

D.I. (PG)

LONG. (M)

1526.79

PROF. INICIAL (M) / PROF. FINAL (M):

LONG. ACUM. (M)

2220 – 3500 M

326.79

BHA#03_10

METROS AMPLIADOS Combinacion

1 1/2" Barrena Collar (6 ts) 1 Doble Caja Liso 6 5/8" Reg x 4 1/2 1 V 3 x 8" Collar (3 ts) 1 LWD -PWD 1 8" Drill Collar Monel MWD Martillo 8" 1 8" Trasmiter Sub 18"8"D.Collar Estabilizador (6 - Blade 14.5" 6 x ts) 6

14.5 8.000 8.25 8.000 8.25 8.000 8.000

0.45 3 1.32 2.875 0.75 153.45 3.5 5.53 3.5 9.39 124.95 3.5 1.46 2.813 1.87 119.54

8.000 8.000 8.x91/2 9.500 9.500 9.500 9.500 9.5x8 8.000 6.250 5.000 5.000 5.000 5.000

2.813 2.38 62.54 2.813 1.89 61.54 3.000 1.05 52.04 3.000 5.57 49.58 3.000 8.36 3.000 1.91 40.08 3.000 8.37 3.000 0.76 38.58 2.813 83.18 29.08 28.16 2.750 4.18 3.000 114.50 26.75 4.276 514.42 24.67 4.276 500.00 4.276 15.22

x 6

Comb.

IF

1 8" Drill Collar6 Corto 5/8" x 7 5/8" Estabilizador - Blade 14.5" 1 x 1 9" 8" Collar 1 Combinación Estabilizador 9 x 14 1/2" 1 ANDERRIMER“ 14.5 x 17.5 1 x 9" Collar 1 9-1/2" Drill Collar Normal 1 9-1/2" Estabilizador - Blade 14.500" Estabilizador 9 x 14 1/2" 1 9-1/2" Drill Collar Normal 1 Combinación - OD 8.00" 1 x 9" Collar 9 8" Drill Collar Normal V.C.P. 9" Ampliador 1 Martillo 14 1/2" x 17 1/2" 12 5" HWDP 50.00# - 12 1/4" Estabilizador 8 x n 5" TP# - X95 DC C/MW D n 5" TP19.50# - G105 5" TP19.50# - S135 DC n C/LW D Combinacion

8"

TIPO V.C.P.

8"

HORAS ROTACION

211.62 154.62

10

1.77 PD

5/8

"

8"

x 10.5"

MARCA

2.52 V.C.P.

8"

UBHO

8"

8.05 DC

8"

Q:10.5" 600 GPM; P:3700 x

C/MWD

Ampliador

18.9 V.C.P.

14

TOBERAS 10

5/8

"

1

x

9"

Collar

1

x

9"

Collar

6

x

3

x

6

X

23.15 Estab

8

x

14

PSB: 5-6 TON RPM:130 TORQUE:500-600 AMPS PSI

1/2"

x

17

1/2"

9

8"

6

D.Collar

26.09 Martillo

x

14

MIOCENO 1/2"

1/2"

25.04 Comibnacion 8"

LENGT

5/8" (6

x

7

5/8"

ts)

5

8"

Collar

(3

ts)

2

LITOLOGIA LUTITA GRIS CLAROY ARENISCA 31.66 Combinacion 6 5/8" x4 1/2" IF 61/2"

D.

Collar

5

40.02 Combinacion 12 41.93 5"

x

5"

19.5

HWDP DPX

11

120

5" 19.5 DPG 120 50.3 5" 19.5 DPS DRILLING OVERVIEW 51.06 BHA para ampliar y construir inclinacion ha riesgo de colision prevalece durante esta e 134.24 del pozo a 2000 m. Es importante manten manera que los pads de la herramie 138.42 correcamente. Una vez se construyen los 3 252.92 el programa de fluidos que garanticen la lim 767.34 Bit Vendor Mode 1267.34

Mud Type EMULSION INV.

Flow ra 680

Comment TR

MD

16"

1850.00

7.68

KOP

2000.00

7.00

Mioceno

2317.93

EOC

(Curve-Hold) 13

2530.44

3/8"

3600.00

6 ALETAS, CORT. 16 mm Y 11 PILOTFACE mm, 4 PILOT RIMMERS 13 mm 4.92

Bit

0.38

1.67

DESGASTE IADC DESGASTE ESTABILIZADORES DIRECCIONAL INICIO

3500

DIRECCIONAL FINAL

ANG 36.05 Y AZIMUT 38.05

1/

10.5"

2)18 y 6)16

AREA DE FLUJO

17

9"

1 x 9" Collar 20.77 FORMACION Estabilizador

REED HYCALOG

NUM. ALETAS /DIAM. CORTADORES 825 AA 10 5/8"

X

7.6

x

C/LWD

CONDICIONES DE 17.44 OPERACIÓN Estabilizador DC

NO

ELEMENT 5/8" 8"

TR PD

1/4"

Bit

ROP PROMEDIO 825 AA 10

(MIN/M) Estabilizador

8.36

PDC (R6X 616) Y ANDERRIMER

Estabilizador

X12

BHA D

14 1/2” Y 14 ½” X17 ½”

DIAMETRO BARRENA UBHO

5/8"

1280 M

212.79

Figura 35: Selección de barrena Etapa 14 ½” x 17 ½”

ETAPA DE 12 ¼” La perforación de la etapa 12 ¼” con barrena PDC convencional, y sarta rotatoria se efectuó con perdidas parciales en distintos puntos de la formación, con densidad de 1.96 a 2.02 gr/cc, para lo cual se estuvo colocando baches de antiperdida. Se perforó a 5536 m y saco sarta para cambio del mismo, durante el viaje al fondo perforado se presento un incremento de fluido en las presas de trabajo de 7 m3, presentando un influjo de agua dulce. Controló pozo con 2.06 gr/cc, todo el sistema se contamino de agua ya que rompió la emulsión y la relación aceite-agua oscilaba de 30-70, se tuvo que cambiar el fluido del sistema en dos ocasiones, se requirió aproximadamente 1000 m3 de lodo en condiciones para efectuar el control. Tiempo de la operación 5 días. Amplió agujero de 12 ¼” a 14 ½”. Se metió y se cementó TR corta de 11 ¾” a 3310 m como contingencia, ya que la perdida por debajo de la zapata de 13 3/8” no pudo controlarse. Con esto el pozo dejó de perder. 63


IPN

La ampliación de 10 5/8” x 12 ¼”, perforó con herramienta concéntrica, operación que se hizo por primera vez en la Región Sur, obteniendo récord nacional. Se continuó perforando y ampliando hasta 5657 m donde suspendió por alto torque y paro de rotaria. Se metió y se cementó TR de 9 5/8” en Paleoceno. La perforación de 12 ¼” con barrena PDC convencional, perforó 2244 m en 23 días, teniendo un ahorro de 55 días en tiempo y costo por equipo. En la introducción del liner de 9 5/8” TAC 140 53.5 Lb/pie HDSLX, se originó un reto dado que se tenía agujero descubierto hasta 2347 m, y el liner se anclo en TR de 13 3/8” prologando la longitud del liner de 9 5/8” a 2887 m, obteniendo un peso flotado de 173 toneladas. El MOP para bajar el liner era de 46 toneladas, el pozo a esa profundidad tenía una inclinación de 30°, se presento un arrastre de 25 toneladas, lo cual quedo en un MOP real de 21 toneladas, lo cual complico la operación, durante la introducción se presentaron resistencias puenteadas la cual se trabajo con velocidad controlada alta para generar peso adicional al liner de 9 5/8”, cuidando de no anclar el conjunto colgador.

Figura 36: ETAPA DE 12 ¼”

64


IPN

1

Figura 37: Hidraulica Bricol 2DL etapa 12 /4”

CANT.

D.E. (PG)

DESCRIPCION

D.I. (PG)

LONG. (M)

LONG. ACUM. (M)

PROF. INICIAL (M) / PROF. FINAL (M): METROS PERFORADOS

1 1 1 1 1 1

Barrena RSS IDS ESTAB - OD 6.75" MWD PULSER LWD Non Mag DC Stabilizer - Blade 12 ¼”

12.250 8.250 8.250 8.250 8.250 8.000

3 2.875 2.875 2.875 2.813

1 8 1 1 1 1 9 1 12

V 8" Drill Collar 8" Martillo 8" Drill Collar Xover - OD 8.00" 5" HWDP 50.00# - Range 3 5" Drill Pipe19.5# - X – 5" Drill Pipe19.5# - G – 5" Drill Pipe19.5# - S135 -

8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 5.000 5.000 5.000 5.000

2.813 1.15 2.875 46.50 3.000 4.90 2.875 9.0 3.000 1.39 3.000 110.00 4.27 2234.00 4.27 855.00 4.27

DIAMETRO BARRENA

TIPO MARCA NUM. ALETAS /DIAM. CORTADORES TOBERAS AREA DE FLUJO

0.25 2 1 1.41 5 1.15

HORAS ROTACION

2.25 3 4.41 6.41 6.15 6.15 10.15 51.4 48.6 6.29 111.39 2344 3089

ROP PROMEDIO (MIN/M)

LITOLOGIA

2069 M

NO 7.6

CONDICIONES DE OPERACIÓN

FORMACION

3515-5584 M

PSB: 5-6 TON RPM:130 TORQUE:500-600 AMPS Q: 600 GPM; P:4200 PSI

MIOCENO-OLIGOCENOEOCENO-PALEOCENO

LUTITA GRIS VERDOSO Y GRIS CLARO

12 ¼”

PDC (RSX 616) ULTERRA ALETAS, CORT. 16 mm

2)20 2)18 1)16 1.30

DESGASTE IADC DESGASTE ESTABILIZADORES DIRECCIONAL INICIO

3520

DIRECCIONAL FINAL


Figura 38: Selección de barrena etapa 12 ¼”

65


IPN

ETAPA DE 8 1/2” Durante la perforación de esta etapa a 6225 m, la sarta quedo atrapada por falta de densidad, ya que se tenía 100 m de Paleoceno descubierto, incrementó densidad de 1.82 a 1,85 gr/cc, donde observó liberar sarta. Se efectuó registro AIT-DRCAL, de la zapata de 9 5/8” de 5657 5736 m, se presentó resistencia franca y al sacar se observó un sobretensionamiento de 7500 psi. Así se optó por tomar la información con la herramienta TDL (Registro a través de la tubería de perforación). Se bajo tubería franca de 5” a 9 m por debajo del punto de resistencia (5745 m), y se registró con éxito del fondo perforado hasta el punto de resistencia, presentando sobretensión de 9500 psi. En una sola corrida y en un tiempo de 24 horas se obtuvo la información del AIT, DRCAL, LDT, SONICO y CNL, consiguiendo el objetivo.

Figura 39: ETAPA DE 8 1/2”

1

Figura 40: Hidraulica Bricol 2DL etapa 8 /2”

66


DESCRIPCION

D.E. (PG)

1

BARRENA PDC 8 ½” HYCALOG.

1

MOTOR DE FONDO BLACK MAX 6 ¾”, ESTAB 8 3/8” @ 1.5 , FACTOR: 0.382 rev/gal, 4 ½”REG (P) X 4 ½” IF (C)

CANT.

V 6 ¾”, 4 ½” IF (P) X 4 ½” IF (C)

D.I. (PG)

LONG. (M)

LONG. ACUM. (M)

8½

0.22

0.27

6¾

8.42

8.68

6¾

2 13/16

0.66

9.32

6 1/4 x 8 3/8

2 13/16

2.11

10.87

EQUIPO PWD, 4 ½” IF (P) x 4 ½” IF (C)

6½

3 1/4

2.30

1

D.C. MONEL CON MWD Y SENSOR DE VIBRACIÓN, 4 ½” IF (P) x 4 ½” IF (C)

6½

3¼

8.77

17.66

1

TRANSMITER SUB

1

COMBINACIÓN 4 ½” IF (P) x 4” IF (C)

9

DRILL COLLAR NORMALES 6 ½” X 2 15/16”, 4” IF (P) x 4” IF (C)

3

TRAMOS TP HW 5” 50 lb/ft, 4 IF (P) x 4” IF (C)

1

MARTILLO HIDRAULICO-MECANICO 6 3/4”, COUGAR, 4” IF (P) x 4” IF (C)

12

TMOS. TP HW 5” 50 lb/ft, 4” IF (P) x 4” IF (C)

1

COMBINACIÓN (P) NC46 X (C) NC50

59

LINGS. TP 5” X-95 19.5#/FT NC-50

5

55

LINGS. TP 5” G-105 19.5#/FT NC-50

5

53

LINGS. TP 5” S-135 19.5#/FT NC-50

44

LINGS. TP 5” S-135 25.6#/FT NC-50

1 1

ESTABILIZADOR ESPIRAL 6 ¼” x 8 3/8”, 4 ½” IF (P) x 4 ½” IF (C)

1

DIAMETRO BARRENA TIPO MARCA NUM. ALETAS /DIAM. CORTADORES

TOBERAS AREA DE FLUJO

IPN


METROS PERFORADOS HORAS ROTACION ROP PROMEDIO (m/hr)

6½

3¾

1.48

21.65

6 3/8

2 7/8

0.68

22.36

6½

2 15/16

83.80

134.1

5

2 7/8

28.6

135.47

6.75

2 7/8

5.07

145.41

5

2 7/8

114.42

288.44

6 3/8

2 7/8 4.276

1683.52

1971.96

4.276

1566.13

3538.09

5

4.276

1515.96

5054

5

4.000

1262.63

6316.63


FORMACION

LITOLOGIA

5393-6050 M

657 M 170

3.9 PSB: 6-12 TON RPM:100 - 140 TORQ:500-600 AMPS Q: 340 - 400 GPM P: 3500 PSI

KS, JST

Margas, Wakestone, Pakestone

8 1/2” PDC (MSF813M ) REED HYCALOG

8 ALETAS, CORT. 13 mm 4)14, 4)16 1.384 plg 2

DIRECCIONAL INICIO


DIRECCIONAL FINAL


Figura 41: Selección de barrena etapa 8 ½”

ETAPA DE 5 7/8” Durante la perforación de esta etapa se perforó normal hasta 6385 m donde por pegadura diferencial la sarta se quedó atrapada, la cual con bache despegador logró liberar, posterior a ello a la profundidad de 6394 m, de nuevo se volvió a pegar por diferencial la sarta liberando con golpes a través del martillo. Profundidad original programada 6642 md (6215 mv), se perforo 158 m adicionales en la etapa de 5 7/8” , (6800 m) tuvo un ahorro de 9 días. Terminando el pozo en 255 días de 259 días programados. (108 días de perforación). Obteniendo un ahorro en tiempo y costo de 91 días y $ 57,701,459.52

67


IPN

7

Figura 42: Hidraulica Bricol 2DL etapa 5 /8” CANT.

1 1 1 1 1 1

DESCRIPCION

Bna. PDC 5 5/8"

D.E. (PG)

D.I. (PG)

5 5/8"

DOBLE ESTAB. 4 3/4" X 5 5/8" V.C.P. 4 3/4" Drill Collar Corto 4 3/4" Estab. 4 3/4" X 5 5/8"

43/4" 4 3/4" 4 3/4"

0.25

2 13/16 2 13/16 3 1/4

4 3/4"

1.78 0.67 2.88

LONG. ACUM. (M)

9.32

1.65

3¼

17.66

2 9

Estab. 4 3/4" X 5 5/8"

1.5

9

COMBINACION

4 3/4

2 15/16

1

134.1

3

9 DCN 4 3/4"

4 3/4

2 7/8

56

135.47

4 3/4

2 7/8

MARTILLO HCO MEC

0.69 114

21.65

TMOS. TP HW 3 ½”

3 ½”

2 7/8

COMBINACIÓN (P) NC46 X (C) NC50

3 ½”

2 7/8

59

LINGS. TP 31/2” hd533

3 ½”

4.276

1683.52

1971.96

55

LINGS. TP 5” G-105 19.5#/FT NC-50

5

4.276

1566.13

3538.09

53

LINGS. TP 5” S-135 19.5#/FT NC-50

5

4.276

1515.96

5054

44

LINGS. TP 5” S-135 25.6#/FT NC-50

5

4.000

1262.63

7053

MARCA NUM. ALETAS /DIAM. CORTADORES

TOBERAS AREA DE FLUJO

FORMACION

6678-7053 M

357 M 170

5 PSB: 6-5 TON RPM:100 - 130 TORQ:500-600 AMPS Q: 240-320 GPM P: 3500 PSI

JSK

145.41

1

TIPO


22.36

12

DIAMETRO BARRENA

HORAS ROTACION ROP PROMEDIO (m/hr)

3¾

1

METROS PERFORADOS

10.87

2 7/8

1


0.27 8.68

4 3/4 4 3/4 4 3/4

1

UBHO 4 3/4" MONEL 4 3/4" C/ MWD ALT TEMP

LONG. (M)

288.44

LITOLOGIA

GRAISNTONE

5 5/8” PDC REED HYCALOG

9 ALETAS, CORT. 8 mm 4)16, .706 plg2

DIRECCIONAL INICIO

ANG 16.68 Y AZIMUT 220

DIRECCIONAL FINAL

ANG 16.68 Y AZIMUT 220

7

Figura 43: Selección de barrena etapa 5 /8”

68


IPN

Capítulo IV: Optimización de la perforación El concepto optimización de la perforación se aplico originalmente al procedimiento de selección en la hidráulica en las barrenas. Posteriormente incluyó procedimientos propios de la selección del peso sobre la barrena y velocidad de rotación. Recientemente se ha utilizado en un sentido más amplio pues incluye planeación, selección y propiedades del lodo, tipo de barrena y condiciones de operación, así como los tipos de tubería de revestimiento y profundidad de asentamiento. Sin embargo, sólo se maneja un número limitado de variables en la perforación con procedimientos matemáticos formales de optimización. Las ecuaciones derivadas a partir del modelo de perforación que se presenta en este capítulo se enfocan al proceso de la optimización del peso sobre barrena, velocidad de rotación, hidráulica y diámetro de las toberas en la barrena. 

Modelos matemáticos de perforación.

Los modelos matemáticos que simulan el comportamiento de la perforación de pozos petroleros iniciaron su desarrollo durante el periodo denominado "Científico" (1948-1968). En esta época se efectuaron los primeros trabajos encaminados a optimizar los costos de perforación. El costo mínimo de perforación que requiere una evaluación cuantitativa de las variables involucradas. Varios modelos matemáticos han surgido, relaciones básicas:

todos están expresados en cuatro

Ecuación del costo de perforación. Ecuación del ritmo de penetración. Ecuación del ritmo de desgaste del diente (estructura de corte). Ecuación del ritmo de desgaste del balero (rodamientos). La solución a estas cuatro relaciones básicas está sujeta a varias suposiciones:     

El costo de la perforación es la suma del costo de la barrena, costo de rotación y costo de viaje. Las barrenas de diamante policristalino compacto (PCD) y de diamantes no se incluyen. La vida de la barrena se encuentra limitada por la vida del diente, vida del balero o una combinación de los factores operacionales que hace necesario sacar la barrena antes de que se desgaste totalmente. La hidráulica de perforación es la adecuada y no limita el ritmo de penetración. Las consideraciones del peso sobre la barrena y velocidad de rotación 69


 

IPN

excluyen problemas del agujero. Las características de perforación en una formación se expresan como valor promedio en un intervalo perforado. Las expresiones matemáticas y sus derivadas son correctas.

Modelo de Bourgoyne y Young. Este modelo fue desarrollado con base en sistemas de monitoreo de localización de pozos, que a su vez han permitido el desarrollo de rutinas para la determinación de mejores modelos matemáticos en la optimización de la perforación. El modelo se realizó a través de un análisis de regresión múltiple de datos minuciosamente tomados en la perforación en intervalos cortos. En el análisis se incluyen: Resistencia de la formación. Profundidad de la formación. Compactación de la formación. Presión diferencial en el fondo del agujero. Diámetro y peso sobre la barrena. Velocidad de rotación. Desgaste de la barrena. Hidráulica de la barrena. En este inciso se presenta un procedimiento de regresión para resolver las ecuaciones del modelo propuesto la:  

Selección del peso sobre barrena, velocidad de rotación e hidráulica de la barrena. Cálculo de la presión de formación a partir de datos de perforación.

Ecuación del ritmo de penetración. El modelo de perforación seleccionado para predecir el efecto de los parámetros de perforación x, sobre el ritmo de penetración dD/dt, está dado por:

Donde Exp (z) se usa para indicar la función exponencial et. El comportamiento del modelo de perforación en un tipo de formación dada se resuelve seleccionando y determinando las constantes 1 la 8 en la ecuación anterior. Dado que la ecuación es lineal, estas constantes se estiman a partir de un análisis de regresión múltiple con datos de campo.

70


IPN

Efecto de la resistencia de la formación. La primera constante representa el efecto de la resistencia de la formación sobre el ritmo de penetración. Ésta es inversamente proporcional al logaritmo natural del cuadrado del parámetro de resistencia de perforación tratado por Maurer. También incluye el efecto del ritmo de penetración en los parámetros de perforación que no han sido matemáticamente modelados, por ejemplo el efecto de los sólidos perforados. Efecto de profundidad y compactación. Los términos 2 x2 y 3 x3 representan el efecto de la profundidad y la compactación respectivamente sobre el ritmo de penetración, x2 está definido por:

De esta manera se supone una disminución exponencial en el ritmo de penetración con la profundidad en una formación normalmente compacta. La naturaleza exponencial de la tendencia de compactación normal se indica en la publicación de microbarrenas y datos de campo, x3 está definida por:

Representa un incremento exponencial en el ritmo de penetración con respecto al gradiente de presión de formación. La naturaleza exponencial del efecto de baja compactación sobre el ritmo de penetración se sugiere en base a la teoría de compactación, pero esto no se ha verificado experimentalmente. Para resolver la ecuación, se ha normalizado el efecto de compactación sobre el ritmo de penetración, e igualado a 1 para una formación normalmente compactada a 10,000 pies. Efecto de la presión diferencial. El término 4x4 representa el efecto de la presión diferencial a través del fondo del agujero sobre el ritmo de penetración, x4 está definido por:

de esta manera se supone una disminución exponencial en el ritmo de penetración con el incremento de la presión diferencial en el fondo del pozo. Los datos de campo presentados por Vidrine y Benit, y por Combs, así como los datos de laboratorio presentados por Cunningham y Eenink, Garnier y Van Lingen indicaron una relación exponencial entre el ritmo de penetración y el incremento de la presión diferencial en el fondo del pozo de alrededor de 1000 psi.

71


IPN

Figura 44: Efecto de la presión diferencial sobre el ritmo de penetración.

Vidrine y Benit también notaron una aparente relación entre el efecto de la presión diferencial sobre el ritmo de penetración y el peso sobre barrena. Sin embargo, no se pudo obtener una correlación consistente a partir de los datos disponibles; por esta razón no se incluyó el peso sobre barrena en la ecuación de X4. Efecto del Diámetro y el Peso sobre Barrena, W/d. El término 5x5 representa los efectos del peso sobre barrena y el diámetro de la barrena sobre el ritmo de penetración, x5 está definido por:

se supone que el ritmo de penetración es directamente proporcional a (W/d) 5 como indican varios autores. El término e 5x5 es normalizado e igual a 1.0 para 4,000 lb/pg de diámetro de barrena. El peso sobre la barrena al iniciar (W/d)t, se debe estimar con pruebas de perforación. Los valores reportados del exponente del peso sobre la barrena está en el rango de 0.6 a 0.2. Efecto de la velocidad de rotación, N. El término 7x7 representa el efecto de la velocidad de rotación sobre el ritmo de penetración, x6 está definido por:

se asume que el ritmo de penetración es directamente proporcional a N

6

como 72


IPN

afirman varios autores. El término e 6x6 se normaliza e iguala a 1.0 para 100 rpm. Valores reportados del exponente de velocidad de rotación está en un rango a partir de 0.4 para formaciones duras hasta 0.9 para formaciones blandas. Efecto del desgaste del diente, h. El término 7x7 representa el efecto del desgaste del diente sobre el ritmo de penetración. X7 está definido por:

donde h es la altura del diente en fracción que ha sido gastada sin parar. Otros autores8, 9 utilizan expresiones más complejas para modelar el desgaste del diente. Sin embargo, esas expresiones no fueron idealmente ajustadas para el procedimiento de análisis de regresión múltiple utilizado para evaluar la constante 7 a partir de datos de campo. Efecto de la hidráulica de la barrena. Los términos 8x8, representan el efecto de la hidráulica de la barrena sobre el ritmo de penetración, x8 está definido por:

Se basa en experimentos con microbarrenas realizados por Eckel. Eckel encontró que el ritmo de penetración es proporcional al número de Reynolds elevado a una potencia de 0.05.

Debido a que la viscosidad aparente habitualmente.

a 10,000

seg-1 no se mide y registra

Ecuación para simular el desgaste de dientes de la barrena. Además del modelo de penetración, también se requieren ecuaciones para estimar las condiciones de la barrena a cualquier tiempo. El desgaste del diente se determina con:

73


IPN

donde H1 ,H2, H3 y (W/d)Max depende del tipo de barrena (tablas 10,11 y 12) y la constante de abrasión (H se calcula a partir de la medida del desgaste de la barrena).

Tabla 10: Guía para la clasificación de barrenas.

Tabla 11: Parámetros de desgaste recomendado para barrenas.

Tabla 12: Peso máximo diseñado en una barrena,* 1,000 lb/in (Estés, J.C., 1971).

*Barrenas con cojinetes sellados son de un 8 a 10% más bajas; barrenas con cojinetes de fricción son 10 a 12 % más altas. ** El máximo para barrenas de insertos se basa en la estructura de corte y no en la capacidad del cojinete.

74


IPN

Ecuación para simular el desgaste de los baleros en la barrena. El desgaste del diente se determina utilizando:

donde la constante “B” depende del tipo de baleros y del tipo de lodo (tabla 13) y la constante del balero se calcula a partir de la medida del desgaste de la barrena.

Tabla 13: Parámetros recomendados para el cojinete en barrenas.

Teóricamente se requieren sólo ocho datos puntuales para resolver las ocho constantes desconocidas 1 a 8. Sin embargo, en la práctica esto es real siempre y cuando la ecuación represente el proceso de perforación rotatoria con una precisión del 100%, aunque esto no significa que alguna vez suceda en la realidad. La tabla 14, resume los rangos mínimos recomendados para cada uno de los parámetros de perforación y el número mínimo recomendado de puntos dato para ser utilizados en el análisis. Cuando cualquiera de los parámetros de perforación xj, se han mantenido esencialmente constantes a través del intervalo analizado, se debe estimar un valor en la constante de la regresión múltiple correspondiente, j, a partir de estudios históricos y el análisis de la regresión se realiza en las constantes restantes de la regresión. El ritmo de penetración, peso sobre barrena y la velocidad de rotación se deben monitorear a través de intervalos cortos de profundidad para asegurar que la mayoría de la información registrada sea indicativo del mismo tipo de formación. Se encontró que un intervalo de 2 a 5 pies proporciona datos representativos y todavía mantiene la cantidad de datos dentro de los límites razonables.

Tabla 14: Rango de datos mínimos recomendados para un análisis de regresión.

75


IPN

Datos de campo tomados en lutitas costa fuera de Louisiana se indican en la tabla 15. Observe que las principales variables de perforación requeridas en el análisis de la regresión son: profundidad, ritmo de penetración, peso sobre la barrena por pulgada de diámetro, velocidad de rotación, desgaste de dientes (en fracción), parámetro del número de Reynolds, densidad del lodo y gradiente de presión de formación. Para calcular los mejores valores de las constantes de la regresión 1 a 8. Se utilizaron los datos mostrados, los parámetros x2 a x8 se calculan aplicando las ecuaciones 2 a 8 considerando el dato de entrada. Entonces se obtienen ocho ecuaciones con ocho incógnitas, valores x2 a x8

1

a

8.

para los

Así usando los 30 puntos dados de la tabla 15 se tiene:

Tabla 15: Ejemplo de datos para un análisis de regresión múltiple.

76


IPN

Cuando se resuelve el sistema resultante de las ocho ecuaciones para las ocho incógnitas, se obtienen las constantes 1 a 8, para el pozo 1, las cuales se indican en la Tabla 16. Los resultados obtenidos de lutitas de varios pozos de la misma área de la Costa de Louisiana, también se presentan en la tabla 7, para hacer una comparación de los resultados.

Tabla 16: Resultados del análisis de regresión para un ejemplo del área de la Costa del Golfo.

El desgaste de los dientes limita la vida de la barrena: Las ecuaciones analíticas relativamente simples, para obtener la mejor combinación de peso sobre la barrena y velocidad de rotación se derivaron, para el caso en que el desgaste del diente limita la vida de la barrena, con el procedimiento descrito por Maratier. El peso sobre la barrena por pulgda de diámetro de la barrena óptimo, (w/d)opt’ está dado por:

donde la constante H1 y (W/d)max se puede obtener de la tabla 11 y las constantes 5a 6 se obtienen del análisis de regresión. El valor esperado de la vida de la barrena está dado por:

y la velocidad de rotación óptima Nopt, está dada por:

Donde el factor de abrasividad H se obtiene de la medida del desgaste de la barrena. Cuando se utilizan las ecuaciones para obtener el peso óptimo sobre barrena y la velocidad de rotación, el costo por metro se debe calcular para un desgaste de dientes H de 1 y 0.95 para asegurar la validez de la suposición de que la vida de la barrena está limitada por el desgaste del diente.

77


IPN

Hidráulica óptima: Nelson demostró que los gastos debidos al bombeo se relacionan con los caballos de fuerza hidráulica desarrollados por la bomba. Observando la ecuación 1, se ve que el ritmo de penetración es máximo cuando el término 8x8 es máximo, esto las logra seleccionando el tamaño de toberas y las condiciones de operación de bombas para que las caídas de presión a través de la barrena Pb, se relacionen con la máxima presión de bombeo Pp, por:

Rango de profundidad: Velocidad de rotación (rpm), Peso sobre la barrena por pulgada de diámetro de la barrena (1,000lb/pg.) Donde m es la pendiente caída de presión parásita contra gasto de flujo en papel doble logarítmico. Observe que de acuerdo con la ecuación anterior, la fuerza de impacto en las toberas, así como la función del número de Reynolds x8 es maximizada. Las consideraciones teóricas indican un valor de 1.8 para m. Sin embargo, Scott ha reportado valores calculados de m tan bajos como 1.0. La caída de presión a través de la barrena se estima en un gasto normal de circulación y a un gasto de circulación reducido, aplicando la ecuación de orificio o la regla de deslizamiento hidráulico. La pérdida de presión parásita total se determina como la diferencia entre la presión en una tubería vertical y la caída de presión a través de la barrena. Conociendo las caídas de presión parásita de 2 gastos se estima gráficamente el exponente m (figura 27). El gasto de flujo óptimo y la caída de presión a través de la barrena se calcular con la ecuación anterior.

Figura 45: Cálculo de la hidráulica optima en la barrena.

78


IPN

Detección de la presión de formación: El parámetro de diseño más importante para asegurar un bajo costo y una operación libre de problemas es la presión de poro de las formaciones atravesadas. Debido a que la perforación en un tipo de formación dada se afecta, tanto por la presión diferencial en el fondo como por la compactación efectiva de la formación, un registro del ritmo de penetración normalizado se usa para estimar la presión de formación. Las constantes de regresión y datos de perforación se usan en el cálculo y graficación del parámetro de perforación Kp, definido por:

el parámetro de perforación se basa en la ecuación del ritmo de penetración, que es análogo al exponente "d" desarrollado por Jorden y Shirley, utilizando la ecuación del ritmo de penetración más sencilla. El registro de perforación se analiza para determinar el tipo de formación que se está efectuando. El gradiente de presión de formación se relaciona con el parámetro de perforación Kp, para un tipo dado de formación por:



Derivación de ecuaciones básicas.

Derivación del procedimiento de análisis de regresión múltiple.

79


IPN

 Optimización del peso sobre la barrena y velocidad de rotación,

 Optimización de la hidráulica.

Donde: W = Peso sobre la barrena, en miles de libras. M = Peso sobre la barrena extrapolada a un ritmo de perforación de cero. l = Exponente expresando los efectos de la velocidad de la rotaria sobre el ritmo de perforación. C= Constante. H = Altura normalizada del diente, igual a cero para un diente afilado (nuevo) y uno para un diente totalmente desgastado. * Desde el punto de vista práctico una barrena nunca pUEDE ser sacada debido al ritmo de penetración, uno incrementaría W y/o N hasta la destrucción de la barrena. 80




IPN

Factores que afectan la velocidad de penetración.

Generalmente, las prácticas y procedimientos de la planeación y perforación de un pozo están determinados entre otros aspectos, por las prácticas comunes del área, experiencia y habilidad del personal así como los procedimientos y políticas de la empresa. La seguridad del pozo que incluye tanto al personal como las instalaciones y al medio ambiente, es un factor de primordial importancia, por no decir que es el factor principal. A continuación se plantean las variables que afectan la velocidad de perforación, debido a que este es el factor que mayor influencia tiene sobre los costos, aun cuando esto no significa que la mayor velocidad de penetración produzca como resultado el menor costo en la perforación. En términos generales las variables que afectan la velocidad de penetración se clasifican en dos grandes grupos: Variables Inalterables y Variables Alterables.  Variables inalterables. Son aquellas variables que no se modifican o se cambian por el operador. En su mayoría todos los factores o propiedades inherentes a la localización del pozo y a la formación. A) Personal.  Habilidad.  Experiencia.  Relación Empresa-Trabajador.  Motivación. B) Equipo de Perforación.  Capacidad.  Flexibilidad y Automatización.  Potencia. C) Características de la Formación.  Resistencia a la Compresión.  Elasticidad.  Tendencia al Embolamiento.  Permeabilidad.  Contenido de Fluidos.  Presión de Formación.  Porosidad.  Temperatura.

81


IPN

A) Personal. Tanto el personal que labora en el equipo (cuadrilla de perforación, técnicos, perforadores, etc.) como los encargados de la planificación y supervisión de la operación, constituyen el factor más importante en el proceso de perforación del pozo y por lo tanto ejercen gran influencia sobre la velocidad de penetración. Los principales factores que afectan el rendimiento de una operación de perforación son: Habilidad: La eficiencia del personal depende en gran medida de su habilidad para realizar las operaciones con el equipo. Estrictamente hablando, habilidad puede definirse como la aptitud o talento para realizar una tarea dada o comprender bien las cosas; es decir es el medio para ejecutar una tarea. Experiencia: La experiencia se define como el conjunto de conocimientos prácticos adquiridos a causa de presenciar, conocer o sentir un hecho; por lo tanto, es sumamente necesaria en las operaciones de perforación, las cuales son actividades de alto riesgo. Relación Empresa-Trabajador: Desde cualquier punto de vista, la relación entre empresa y cada uno de los trabajadores redundará en su buen desempeño y en consecuencia en el beneficio o perjuicio de la compañía. Como resultado de una buena relación empresa- trabajador, se tiene un incremento en la productividad por parte de los trabajadores. Motivación (Oportunidad de Desarrollo): Una forma eficaz de obtener un alto nivel de rendimiento por parte del personal es motivar a cada uno de ellos. Una persona motivada realizará su trabajo con mayor eficacia, al saber que su esfuerzo será reconocido tanto por sus compañeros como por la empresa. B) Equipo de perforación El equipo de perforación es empleado para perforar el pozo, bajar y cementar las tuberías de revestimiento y proporcionar un medio para llevar a cabo varias funciones auxiliares. Por lo tanto, es importante la capacidad y flexibilidad del equipo para lograr un programa de perforación eficiente. En muchas ocasiones, el programa se modifica para ajustarse a las características de un equipo en particular. En otras ocasiones se reduce la eficiencia de la perforación debido a que los equipos presentan severas limitaciones sobre el control de una o más de las variables. Antes de seleccionar un equipo de perforación específico se deben determinar los requerimientos del pozo por perforar. Se deben tomar en cuenta otros factores importantes, como los diámetros de pozo a perforar, requerimientos de potencia 82


hidráulica, tipo y configuración de las sartas de perforación, tuberías de revestimiento, problemas potenciales del pozo.

IPN

programas

de

De esta manera es posible determinar la capacidad del equipo propuesto para realizar el trabajo, bajo las condiciones de operación esperadas. Pero si el equipo seleccionado es inadecuado para el trabajo que se va a realizar, existe la posibilidad de perforar un pozo en el cual las operaciones de terminación y producción sean deficientes. Por esta razón, el proceso de selección del equipo de perforación es vital para la planificación y ejecución adecuada de las operaciones de perforación de un pozo petrolero. C) Características de la formación. Sobre el efecto de las características de las formaciones atravesadas durante la perforación del pozo se han realizado una gran cantidad de investigaciones, principalmente a nivel de laboratorio; sin embargo, las propiedades de la formación que gobiernan la velocidad de penetración no han sido modeladas en forma cuantitativa. Esto se debe a la falta de correlación entre las propiedades elásticas y de resistencia de la roca medida a condiciones de laboratorio y las condiciones de presión-temperatura existentes a la profundidad en que se encuentran sometidas en el subsuelo (condiciones in situ). Tendencia de embolamiento: El embolamiento de la barrena ocurre cuando los fragmentos de la formación generados por la barrena, se aglutinan y se adhieren entre los dientes. En casos severos llega a cubrir parcial o totalmente a la barrena hasta que no es capaz de "cortar" más formación. Esto se atribuye comúnmente a un problema de falta de limpieza del fluido de perforación, tanto en el fondo del pozo como en la barrena. Permeabilidad: El efecto de permeabilidad de la formación sobre la perforación se debe principalmente a la tendencia para aliviar las presiones impuestas en el fondo del pozo gracias al peso de la columna del fluido de perforación, al permitir que penetre dentro de los poros de la formación. Si el agujero está lleno de fluido, la parte superior del elemento esta sujeta a una presión hidrostática que depende de la densidad del lodo y la profundidad; en tanto que la parte inferior se sujeta a la presión de la formación. De esta manera existe una fuerza resultante sobre el recorte que trata de mantenerlo pegado al fondo del pozo. En operaciones normales de campo esta diferencial de presión, la cual actúa en el sentido de la gravedad, dificulta la remoción del elemento de formación y reduce así la velocidad de penetración.

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Si la roca es suficientemente permeable al fluido de perforación (filtrado del lodo), la presión diferencial a través de la formación no existe, debido a un equilibrio hidrostático de la presión; por lo que este efecto de retención del recorte en el fondo del pozo se elimina o minimiza. Por lo tanto, se puede concluir que las rocas permeables que permiten una igualación de la presión a través de la formación inmediatamente enfrente de la barrena, son perforadas con una mayor rapidez debido a que el recorte puede ser removido con facilidad y por lo tanto la velocidad de penetración no experimenta cambios significativos por el efecto de presión diferencial. Contenido de fluidos: Pruebas de laboratorio y campo han demostrado que una roca completamente saturada con fluidos incompresibles (agua) es menos sensitiva a los efectos de la presión diferencial en el fondo del pozo, que el caso de una formación que contiene fluidos compresibles (gas). Este efecto se debe a que en la primera, una pequeña cantidad de filtrado del lodo es suficiente para lograr un equilibrio hidrostático de la presión. Presión de la formación: En cuanto a la presión de la formación es un hecho plenamente comprobado que cuando está es igual o mayor que la presión hidrostática impuesta por la columna del fluido de perforación, la velocidad de penetración se incrementa. Esto se debe a que no existe una diferencial de presión en el fondo del pozo o bien es negativa. Diversas pruebas de laboratorio y de campo determinan la existencia de este efecto; es decir, demuestran que la velocidad de penetración se reduce cuando la diferencial de presión entre la presión hidrostática en el pozo y la presión de formación se incrementa. Asimismo, es un hecho conocido que la alta velocidad obtenida en la perforación cuando se emplea aire o gas o cuando se perforan formaciones con presión de formación anormal alta (quiebre de perforación). Porosidad: Una práctica de perforación empleada en el campo para la detección de la zona de presión de formación alta, es la presencia de un incremento en la velocidad de penetración. Estas zonas geopresionadas se encuentran asociadas a una formación de porosidad anormalmente alta para la profundidad a la cual se encuentran confinadas. Naturalmente, una zona porosa presenta una perforabilidad mayor que una zona densa de la misma roca. Este efecto probablemente se deba a que la resistencia a la compresión de las formaciones se incrementa con la reducción de la porosidad. Temperatura: El efecto de esta variable sobre la velocidad de penetración no está bien definido puesto que el rango de temperaturas encontradas en la perforación de pozos petroleros, el efecto de esta variable sobre las propiedades de la roca es generalmente despreciable; no obstante, se ha comprobado que la falla de la roca se torna cada vez más plástica conforme la temperatura se 84


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incrementa. Por lo tanto, la velocidad de penetración se reduce a medida que la plasticidad de la formación aumenta con la temperatura.  Variables Alterables. Como su nombre lo indica, comprende a todas aquellas variables que se pueden cambiar, modificar y/o alterar de acuerdo con las necesidades de la perforación. A) Propiedades del fluido.  Densidad.  Viscosidad.  Contenido de sólidos.  Pérdida de filtrado.  Contenido de aceite. B) Hidráulica.  Gasto de fluido.  Potencia hidráulica.  Velocidad del fluido en las toberas. C) Barrena.  Tipo de barrena. D) Factores mecánicos.  Peso sobre barrena.  Velocidad de rotación. A) Propiedades del fluido de perforación. El fluido de perforación se considera el factor más importante que afecta la velocidad de penetración; de aquí que para un área en particular la selección apropiada, diseño y mantenimiento de las propiedades del fluido de perforación permiten el empleo de una hidráulica óptima para obtener una limpieza eficiente tanto de la barrena como del fondo del pozo; así como la definición óptima de la relación peso sobre la barrena-velocidad de rotación, a fin de lograr una velocidad de penetración adecuada. Los fluidos de perforación se diseñan y seleccionan de acuerdo con las características de la formación que se va a perforar. Deben cumplirse al menos una o varias de las siguientes funciones:  Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación.  Remover los recortes del fondo del pozo.  Transportar los recortes del fondo del pozo,  Minimizar el daño a la formación.  Controlar las presiones de formación.  Mantener la estabilidad del pozo.  Permitir la toma de registros.  Minimizar la corrosión en la sarta de tubería. 85


  

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Minimizar los problemas de contaminación e impacto ambiental. Reducir la torsión, fricción y tendencias de pegaduras de las tuberías. Incrementar la velocidad de perforación.

Estas funciones son realizadas por el fluido mediante sus propiedades físicas, químicas o fisicoquímicas. Densidad del fluido (presión diferencial): La reducción en el ritmo de penetración por efecto de las propiedades del fluido de perforación se originan principalmente por la presencia de una presión diferencial, entre la presión hidrostática del fluido y la presión de poro de la formación, que actúa sobre el fondo del pozo. Presión diferencial = Ph – Pf Donde: Ph = Presión hidrostática. Pf = Presión de formación. Con: Presión diferencial > 0 si Ph > Pf Presión diferencial < 0 si Ph < Pf Presión diferencial = 0 si Ph = Pf La presión diferencial positiva actúa en el sentido de la gravedad y su valor en una formación dada depende del peso específico de la columna del fluido. De esta manera, la fuerza neta que se ejerce sobre los recortes generados por la barrena trata de mantenerlos en el fondo del pozo. La presencia de esta presión retarda la remoción de los recortes y por lo tanto los dientes de la barrena remuelen los recortes ya generados sin penetrar la roca, lo que obviamente produce una reducción en la velocidad de penetración. A este fenómeno se le conoce como efecto de retención en el fondo (efecto de "Hold Down"), y aun cuando este concepto no está claramente definido su existencia es indudable y pruebas de campo controladas lo han comprobado. Viscosidad: En las operaciones normales de perforación se genera un problema de limpieza del fondo del pozo debido al efecto de la densidad del fluido sobre los recortes generados por la barrena. De aquí que el efecto de la viscosidad del fluido sobre la velocidad de penetración pueda ser visualizado como un problema de limpieza (barrido) de los recortes. Con base en lo anterior, es lógico suponer que la eficiencia del fluido de perforación para limpiar de recortes el fondo del pozo es mayor cuando se utilizan fluidos de baja viscosidad en un flujo altamente turbulento, que cuando se 86


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emplea un fluido muy viscoso fluyendo en régimen laminar. Pruebas de perforabilidad en el laboratorio en muestras de rocas en las que se emplearon microbarrenas han demostrado que la velocidad de penetración es función directa del grado de turbulencia del fluido, expresado en términos de un parámetro adimensional semejante a un número de Reynolds en las toberas de la barrena, es decir:

Donde: Nreb= Número de Reynolds en la barrena. Q = Gasto volumétrico de flujo. =Densidad del fluido. dn= Diámetro equivalente de las toberas. =Viscosidad del fluido Contenido de sólidos: De manera similar a la densidad del fluido, el contenido de sólidos es la propiedad que más efecto tiene sobre el ritmo de penetración. Separar el efecto del contenido de sólidos del efecto de la densidad y otras propiedades del fluido es difícil, debido a que existe una relación muy estrecha entre el contenido de sólidos, densidad, viscosidad, pérdida de filtrado, formación del enjarre, etc., de tal manera que es casi imposible separar de los datos obtenidos en pruebas de campo y laboratorio el efecto de los sólidos para aislar completamente este factor. Para incrementar el peso del fluido es necesario agregar sólidos, así ambos efectos siempre estan presentes. No obstante lo anterior, es un hecho ampliamente aceptado que un incremento en el contenido de sólidos por sí solo reduce sustancialmente la velocidad de penetración. Además se ha comprobado que no solamente el contenido de sólidos reduce la velocidad de penetración, sino que también el tipo y estado de dispersión de los sólidos tienen un efecto significativo. Pérdida de filtrado: El concepto de que la velocidad de penetración se incrementa cuando la pérdida de filtrado del fluido de perforación aumenta, fue el resultado de observaciones de campo. Esta pérdida de filtrado depende principalmente del contenido y tipo de sólidos presentes en el fluido. De acuerdo con el contenido y tipo de sólidos, el fluido de perforación tenderá a filtrar la fase líquida hacia la formación y a depositar una película impermeable en las paredes del pozo (enjarre). Esta filtración es una función de la permeabilidad de la formación, la diferencial de presión y el contenido de sólidos del fluido. La invasión del filtrado hacia la formación se inhibe al formarse el enjarre que 87


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retarda así la igualación de presiones a través de los recortes generados. Esto los mantiene en el fondo del pozo (efecto de retención). Al retardar la igualación de presiones, la velocidad de penetración se incrementa.

Figura 46: Teoría del efecto de retención (chip hold down).

Contenido de aceite: Observaciones de campo indican que la adición de aceite en fluidos base agua, tiende generalmente a incrementar la velocidad de penetración en casi todo tipo de formaciones, especialmente en formaciones con alto contenido de arcillas, en donde la hidratación de la lutita representa un serio problema para la estabilidad del pozo y embolamiento de la barrena. En términos generales, el efecto del contenido de aceite es más notable en formaciones suaves, mientras que en formaciones duras el efecto es más reducido. Las razones por las cuales el contenido de aceite en el fluido incrementa la velocidad de penetración es: Las características de lubricación del aceite reducen la tendencia de embolamiento, evitando que los recortes se adhieran a la estructura de corte de la barrena (dientes, insertos, etcétera.). La misma lubricidad del aceite promueve la aplicación de un mayor peso sobre la barrena en el fondo, para un peso sobre la barrena aplicado en superficie. Esto resulta debido a la disminución de la fricción entre la sarta de perforación y las paredes del pozo. Sin embargo, cuando el contenido de aceite se incrementa más allá de un 20% en volumen, su efecto sobre la velocidad de penetración se invierte reduciendo esta última. Posiblemente esto sea el resultado de un incremento en la viscosidad del fluido o bien por un bloqueo por emulsión de los poros de la formación.

El efecto del contenido de aceite en el fluido sobre la velocidad de penetración se 88


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expresa matemáticamente por la siguiente relación empírica:

Donde: Vac = Contenido de aceite, % en Volumen. La expresión anterior es válida únicamente para aquellos fluidos con un contenido de aceite menor al 30% en volumen. B) Hidráulica de Perforación. Uno de los aspectos más estudiados sobre los factores que afectan la eficiencia en la perforación ha sido el efecto de la hidráulica de perforación. Es pertinente aclarar que el fluido de perforación, independientemente de la velocidad de éste a través de las toberas de la barrena, no destruye la roca consolidada significativamente. Por lo tanto, en lo que a "hacer agujero" se refiere, la función de la hidráulica y fluido de perforación es únicamente eliminar los recortes del fondo del pozo y del agujero. La remoción instantánea de los recortes debajo de la barrena es prácticamente imposible; sin embargo, la utilización apropiada de la energía hidráulica disponible puede minimizar la permanencia de los recortes en el fondo y evitar sean remolidos por la barrena y de esta forma incrementar la velocidad de penetración. Por lo tanto, se establece que la aplicación de la hidráulica no tiene como función perforar el pozo, sino acelerar la remoción de los recortes. Generalmente se ha aceptado el hecho de que se requiere de un gasto de flujo suficiente para limpiar la barrena y que la velocidad del fluido a través de las toberas sea la necesaria a fin de liberar los recortes debajo de la barrena, que son retenidos contra el fondo del pozo por efecto de la presión diferencial. Por otra parte, se establece que la velocidad del fluido debajo de la barrena tiene un mayor efecto en la velocidad de penetración que el gasto de flujo. En formaciones suaves y medias es difícil determinar el límite de limpieza del fondo necesaria para obtener una mayor velocidad de penetración. En muchos casos, la velocidad de penetración es tan alta que parece que el pozo está siendo excavado por la acción del fluido y la hidráulica. Se ha establecido que la velocidad de penetración es proporcional al peso de la barrena aplicado, siempre y cuando se tenga una limpieza perfecta del fondo del pozo; situación que no se cumple en la mayoría de los casos. 89


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Datos de campo en formaciones suaves y medias parecen indicar que el ritmo de penetración se incrementa cuando la potencia hidráulica en la barrena se incrementa, aun cuando existe controversia sobre si estos aumentos correlacionan mejor con la fuerza de impacto hidráulico. Es decir, la velocidad de penetración es una función de la potencia hidráulica en la barrena:

o una función de la fuerza de impacto hidráulico en el fondo del pozo:

Parece que en formaciones duras el incremento en la velocidad del fluido a través de las toberas mejora la velocidad de penetración debido a que minimiza el remolido de los recortes: R = f (Vn) Donde: HHP= Potencia hidráulica en la barrena, HP Fb = Fuerza de impacto hidráulico, lbf. Vn = Velocidad del fluido en las toberas, pies/seg. Q = Gasto volumétrico de flujo, GPM. Una relación matemática entre la hidráulica y la velocidad de penetración es muy difícil de obtener. No obstante, como una indicación, esta relación puede ser expresada como:

Donde: dn = Diámetro equivalente de toberas, pg. Q = Gasto volumétrico de flujo, GPM. C) Barrenas. Tipo de barrena: En el proceso de perforación de pozos petroleros, la selección adecuada del tipo de barrena es un factor tan importante como cualquier otro. La selección de la barrena debe estar basada en varios factores tales como tipo y características de la formación, fluido de perforación, condiciones de operación entre otros. Además, debe fundamentarse en el análisis de registros de corridas de barrenas en pozos vecinos o agujeros similares, predicción de la litología, etcétera.

D) Factores Mecánicos. 90


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Teóricamente de todos los factores discutidos, el peso sobre barrena y la velocidad de rotación son los factores que se pueden alterar o modificar más fácilmente, por lo que algunas veces son considerados entre los más importantes en la perforación de cualquier tipo de formación. Peso sobre la barrena: El efecto del peso sobre la velocidad de penetración está entendido y demostrado. Pruebas de laboratorio y de campo han demostrado que la velocidad varía en proporción directa con el peso sobre la barrena; siempre y cuando se tenga una limpieza eficiente de la barrena del fondo del pozo y todos los demás factores se mantengan constantes. Velocidad de rotación: La velocidad de rotación es la velocidad a la cual la mesa rotatoria hace girar la sarta de perforación y ésta a su vez a la barrena. La velocidad de rotación se expresa comúnmente en revoluciones por minuto. El efecto de la velocidad de rotación sobre la velocidad de penetración no está bien definido como el efecto del peso sobre la barrena. No obstante, el ritmo de perforación se incrementa a medida que la velocidad de rotación lo hace. Por este motivo, cuando se perforan formaciones duras no debe emplearse alta velocidad de rotación (superiores a 150 rpm), aun cuando se trate de formaciones medias; ya que la velocidad de penetración tiende a reducirse rápidamente a valores elevados de velocidad de rotación. Efecto combinado del peso sobre la barrena y velocidad de rotación: Se ha establecido que un incremento en el peso sobre la barrena y/o la velocidad de rotación producen un incremento en la velocidad de penetración. El peso sobre la barrena y la velocidad de rotación son dos parámetros interrelacionados, por lo que un incremento en cualquiera de las variables requiere normalmente de una disminución en la otra para obtener una operación económica. Por lo tanto, estos dos parámetros debe ser discutidos en forma conjunta. El incremento en el nivel de energía mecánica sobre la barrena (incremento en el peso sobre la barrena y/o velocidad de rotación) da como resultado un aumento de la velocidad de penetración; siempre y cuando exista la energía hidráulica apropiada para lograr una limpieza eficiente del fondo del pozo. Por otro lado, un incremento en el nivel de energía mecánica tiene efectos negativos sobre la velocidad de penetración, ya que ello origina un desgaste acelerado o prematuro de la estructura de corte y rodamientos de la barrena. 

Hidráulica de perforación.

En cuanto a la mecánica de perforación, el fluido tiene como función la limpieza del fondo del pozo y el acarreo de los recortes hasta superficie. 91


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La capacidad de remoción de los recortes por el fluido de perforación, se da en función de la presión a la salida de las toberas y del gasto de circulación. Estos parámetros se ligan con el concepto de potencia hidráulica. Cuando la potencia hidráulica producto de presión por gasto es la máxima, la capacidad de remoción de recortes esta óptima. El gasto es proporcional a la velocidad de fluido de perforación a la salida de las toberas; por otra parte, la presión representa la energía necesaria para impulsar la masa de fluido en el fondo del pozo. Por lo tanto, debe hacerse el cálculo hidráulico del del fluido de perforación, para definir el diámetro óptimo de las toberas; esto es aquél que dé lugar a la máxima potencia hidráulica del flujo del fluido de perforación en la salida de las toberas. El cálculo toma en cuenta una serie de parámetros, como son entre otros la densidad y viscosidad del fluido de perforación, geometría del pozo y sarta de perforación. Situaciones imprevisibles, cuyo efecto no es cuantificable, como la erosión de las paredes del pozo, derrumbes o perforación de formaciones extremadamente suaves o poco consolidadas. Ninguna de éstas se toma en cuenta al definir el diámetro de las toberas. La máxima potencia hidráulica en la barrena depende de la efectividad de la bomba, debido a que la velocidad de la penetración aumenta; sin embargo, una vez que se llega al nivel de "limpieza perfecta" (recortes que se levantan del fondo a medida que se generan), cualquier incremento en la potencia hidráulica deja de afectar un aumento en el avance. La potencia hidráulica desarrollada por la bomba se utiliza en parte para vencer la resistencia ofrecida al fluido de perforación por el sistema circulatorio y también para la barrena. En general, si se aumenta indiscriminadamente la potencia superficial crece el gasto y por lo tanto se incrementa las caídas de presión en el sistema. Esto trae como consecuencia (para una misma combinación de toberas) que aumente la potencia destinada a vencer la resistencia por circulación en todo el circuito, pero sin mejorar en forma significativa la potencia hidráulica en la barrena. Esto significa que la optimización de la potencia hidráulica en la barrena se logra a través del diámetro de las toberas. En general, se obtiene la máxima potencia hidráulica en la barrena cuando las caídas de presión son del 65% de la presión de bombeo. De este criterio se ha derivado lo que se conoce como índice de caballaje 92


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hidráulico aplicado en el fondo de pozo. Se expresa como potencial hidráulico en el fondo de pozo (H.P.H.)/pg. del área del fondo. Los métodos hidráulicos están relacionados con el diámetro de las toberas o con el gasto de la bomba. El tamaño de las toberas es uno de los factores que afecta directamente la velocidad de penetración, mientras que el gasto para la limpieza del pozo se estabiliza en las paredes (un gasto excesivo puede provocar derrumbes) una densidad equivalente de circulación y de velocidad de penetración. Por lo tanto, para llegar a una optimización hidráulica se debe determinar correctamente el gasto necesario. La pérdida de presión en la barrena puede ajustarse mediante la selección de las toberas, para lograr una adecuada presión de bombeo. Lo primero que se debe considerar en cualquier programa de hidráulica es la máxima presión disponible. Esto requiere una investigación, no únicamente del tamaño de la bomba, sino también de la máquina. Una vez que se establece el uso de barrenas con toberas y que el equipo tiene las bombas adecuadas, el principal problema es diseñar el programa optimo de la hidráulica, para cumplir los siguientes objetivos:   

Incrementar la velocidad de penetración en función de una efectiva limpieza del fondo del pozo. Evitar o disminuir la excesiva erosión de las paredes del pozo y no provocar derrumbes o deslaves. Controlar las pérdidas de presión en el sistema de circulación.

Existen varias alternativas para lograr la optimización hidráulica basada en datos experimentales. En forma jerárquica de efectividad de mayor a menor se puede mencionar:    

Impacto hidráulico (I.H) o máxima fuerza de impacto. Caballos de fuerza hidráulicos (H.P.H) o máximo caballaje hidráulico. H.P.H/pulg en la barrena o índice de caballaje hidráulico. Velocidad del fluido de perforación en las toberas.

Posiblemente no se cumpla con todos los puntos anteriores, pero con los conocimientos y experiencia del ingeniero o técnico, se combinan en forma óptima los métodos hidráulicos, y acercar lo más posible a estos objetivos. Debemos considerar que las propiedades del fluido de perforación en un cálculo hidráulico es importante, si se presentan altas densidades o viscosidades, se sabe que los efectos sobre las pérdidas de presión por fricción son altas. Impacto hidráulico (Porcentajes de las pérdidas de presión). 93


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Ps=0.51 x Pm Pb=0.49 x Pm Pm = Pérdida de presión por fricción total en el sistema de circulación (presión de bombeo. Ps = Pérdida de presión por fricción por interior y fuera de la sarta de perforación. Pb = Pérdida de presión por fricción en la barrena. Se estima que el 51% de la presión limitante en la superficie debe ser para Ps y el restante (49%) de la presión disponible se aplica a la barrena. Caballos de fuerza hidráulicos (Porcentajes de las pérdidas por presión) Ps = 0.35 x Pm Pb =0.65 x Pm En el caso, la presión Pm, el 35% es Ps y el 65% restante en la barrena. Este parámetro se aplica cuando una caída de presión por fricción, por dentro y fuera de la sarta es baja como por ejemplo al inicio de la perforación. Velocidad del fluido de perforación en las toberas. La velocidad del fluido en las toberas recomendable es de 200 a 300 pies/s. H.P. HIDRÁULICO POR pulg EN LA BARRENA H.P.H/pg. Índice de caballaje hidráulico. De acuerdo con la velocidad de penetración, se verifica los H.P.H. / pg. adecuados. Por ejemplo: para una velocidad de penetración promedio de 0.1 m/min (6 m/hr) se requiere 1.5 H.P.H/ pulg aplicados en la barrena y máximo 4.5 H.P.H/ pulg Recomendaciones previas al diseño hidráulico: 1.- Seleccionar la presión de trabajo o de bombeo de acuerdo con sus limitantes en superficie: a) Si la pérdida de presión por fricción en la sarta de perforación y por fuera de ella es de 85 kg/cm2, entonces se puede aplicar a la barrena una presión de 82 kg/cm2, para estar dentro del impacto hidráulico y tener una presión de bombeo de 167 kg/cm2. b) Si la caída de presión es de 130 kg/cm2, y por limitaciones en la superficie se puede tener una presión de bombeo de 210 kg/cm2, se proporciona la diferencia a la barrena de 80 kg/cm2 para buscar otros parámetros hidráulicos. 2.- En caso de que se rebasen las máximas emb/min. de la bomba para obtener un gasto alto, es necesario trabajar las bombas en paralelo. 3.- Al inicio de la perforación, las caídas de presión por fricción son bajas; si se desea se puede trabajar con la regla señalada para los H.P. hidráulicos. 4.- El cálculo de la caída de presión por fricción es considerado hasta donde se 94


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requiere terminar de perforar con el programa hidráulico propuesto. Puede ser cada 500 ó 700 metros, o en función de los programas de operación. 5.- Recopilar la información que se describe en la siguiente página para el diseño hidráulico. 6.- Revisar el formulario para realizar los cálculos hidráulicos. 7.- Al aplicar la fórmula 4 para el cálculo de las caídas de presión, usar el factor que se calcula al inicio para evitar operaciones repetitivas. Las variaciones son las longitudes y diámetros interiores de las tuberías. 8.- Seleccionar el modelo reológico de acuerdo con el tipo de fluido de perforación. Lodo bentónico-fórmula 4, Lodo polimérico- ley de potencias modificado. Lodo emulsión inversa- plástico de Bingham.

Ley de Poseville (fluido newtoniano) Flujo laminar.-

Bingham Flujo laminar.-

Fanning Flujo turbulento.-

Flujo turbulento.95


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Factor para evitar operaciones repetitivas.-

Flujo turbulento.-

Pérdida de presión en la barrena.-

Velocidad del fluido de perforación.-

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Número de Reynolds.-

Diámetros de las toberas.-

Comportamiento y consistencia de un fluido.-

Nomenclatura.97


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P= Pérdida de presión en T.P. o D.C. en lbs/pulg2 Pa= Pérdida de presión en el espacio anular, en lbs/pulg2 Vi = Velocidad del fluido de perforación en el interior de la tubería en pies/min. Vp= Viscosidad plástica, en s. L = Longitud de tubería o espacio anular en m. Di = Diámetro interior del tubo, en pulg. Va=Velocidad del fluido de perforación en el espacio anular, en pies/min. Da= Diámetro del agujero, en pulg. Dt= Diámetro de la tubería, en pulg. F = Factor de fricción, adimensional. DI= Densidad del fluido de perforación, en gr/cm3. Q= Gasto de la bomba, en gal/min. Vc= Velocidad crítica de fluido, en pies/min. Vo= Velocidad anular óptima en pies/min (fullerton). Vt o Vn= Velocidad del fluido de perforación en las toberas en pies/seg. At= Área total de las toberas, en pulg2. NR=Número de Reynolds, adimensional. Qd= Gasto de una bomba dúplex, en gal/emb (100% ef. Vol) Qt= Gasto de una bomba tríplex, en gal/emb (100 ef. Vol). A3= Área de tres toberas iguales, en pulg. A1= Área de una tobera, en pulg2 X = Número de 32 avos. De una tobera (ejemplo: si es 16/32, entonces x = 16). t = Tamaño o diámetro de la partícula, en pulg. Lec600= Lectura del viscosímetro fann a 600 r.p.m. Lec300= Lectura del viscosímetro fann a 300 r.p.m. D = Diámetro de la camisa, en pulg. d = Diámetro del vástago, en pulg. I = Carrera de la bomba, en pulg. P.B.= Presión de la bomba, en lbs/ pulg2 P.H.= Potencia hidráulica, en H.P. Pb=Pérdida de presión en la barrena, en lbs/ pulg2 J =Diámetro de las toberas, en número de 32 avos. (Si son tres toberas de 12/32", entonces J= 12). J =Diámetro de dos toberas, en número de 32 avos. Vj =Velocidad de chorro necesario en las toberas en pies/seg. V =Velocidad de penetración, en m/hr. Vd=Velocidad de deslizamiento de la partícula, en pies/min. T = Tamaño o diámetro de la partícula, en pulg. Dp= Densidad de la partícula, en gr/cm. n = Índice de comportamiento del flujo, adimensional. K = Factor de consistencia, en dinas-seg2/cm2 ó lbs-seg2/100 pies2. Ats= Área de toberas en una barrena PDC, en pg. Yp= Punto de cedencia, en lbs/100 pies.

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Capítulo V: Costos Aunque representan apenas una fracción del costo total del equipo, las barrenas son uno de los elementos más críticos para calcular el aspecto económico de la perforación. El costo de una barrena de diamante puede ser varias veces más alto que el de una barrena tricónica de dientes fresados o de insertos; de ahí que sólo pueda justificarse su uso con base en su rendimiento. Con el fin de evaluar su desempeño, se han usado varios parámetros de comparación como el costo de la barrena, velocidad de perforación, longitud perforada, etc. La utilización de estos parámetros como indicadores de rendimiento, pueden ser apropiados sólo en los casos cuyas características especiales lo justifiquen. En forma individual no es recomendable utilizarlos ya que se deben tomar en cuenta otros factores también importantes. El objetivo es lograr el menor costo de perforación sin poner en riesgo la operación; además se deben cumplir las especificaciones de perforación e inclusive observar las restricciones que pueden existir.

Figura 47: Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas Tricónicas.

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Figura 48: Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas con cortadores de PDC.

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Por lo antes expuesto el método más aceptado hoy en día es el costo por metro. Para su cálculo se usa la siguiente ecuación:

De donde: C = Costo por metro perforado ($/m). B = Costo de la barrena ($). R = Costo de operación del equipo de perforación por hora ($/Hr). T = Tiempo transcurrido durante la perforación (Hrs). Tv = Tiempo de viaje de la sarta de perforación (Hrs). Tc = Tiempo de conexión (Hrs). M = Metros perforados por la barrena (m). Como se observa, se incluye un parámetro denominado tiempo de conexión (Tc), el cual se calcula de la siguiente manera: se divide la longitud perforada (M) entre 9.30, debido a que es la longitud estándar de un tubo de perforación. Con la operación anterior se calcula el número de conexiones, posteriormente se multiplica por el tiempo en que se efectúa una conexión; éste es variable de acuerdo con la experiencia del personal, el equipo utilizado y las condiciones de operación. A continuación se presenta un ejemplo del cálculo del tiempo de conexión: M = 850 m Tiempo en efectuar una conexión = 7 minutos Tc = 850 m / 9.30 m = 91.39 conexiones x 7 min = 639.73 min Tc = 639.73 min / 60 = 10.66 Hrs Para determinar el tiempo de viaje como práctica de campo se utiliza la siguiente fórmula: Tv = 0.004 (Hrs/m) x Prof (m) Para determinar el factor 0.004 se supone que en 4 horas la tubería viaja 1000 m (4 Hrs/1000 m= 0.004 Hrs/m), sin embargo como ya se mencionó anteriormente, esto depende totalmente de la experiencia del personal, el equipo utilizado y las condiciones de operación. La ecuación de costo por metro de perforación es válida para cualquier tipo de barrena, incluso las de diamante. La fórmula se usa al terminar una corrida de perforación con datos reales de la operación para calcular el costo por metro de perforación, o se puede usar antes de iniciar la corrida asumiendo valores para calcular dicho costo. La fórmula se emplea para comparar costos usando barrenas de diamante contra barrenas convencionales o comparar las ventajas económicas relativas con tipos diferentes de barrenas de diamante. Anteriormente, a raíz de la introducción de las barrenas de diamante, casi todas las comparaciones se hacían con barrenas convencionales. Hoy sin embargo un creciente número de 101


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las evaluaciones se hacen para comparar el rendimiento de diversas barrenas de diamante. El costo previsto por metro perforado para una barrena propuesta suele compararse con el costo real de otras barrenas empleadas para perforar en la misma región y bajo condiciones similares de perforación. Los pozos que se usan para hacer las comparaciones suelen denominarse "vecinos", o pozos de correlación (pozos offset). En general, la comparación es válida mientras más cercano esté el pozo vecino a la localización propuesta y mientras más parecidos sean los parámetros de perforación. Cuando se propone usar una barrena de diamante en regiones donde se usan barrenas tricónicas convencionales, es útil efectuar un análisis de "IGUALDAD DE COSTO", también conocido como "NI GANAR, NI PERDER" (BREAK EVEN). El punto breakeven se refiere simplemente a los metros perforados y las horas requeridas para tratar de igualar el costo por metro que se pudiera obtener para un pozo en particular si no se hubiese usado barrena de diamante. Para obtener la "igualdad de costo", se tiene que usar para fines comparativos un buen récord de barrenas de un pozo vecino. Si se usa el siguiente registro de barrenas de 8 ½ pg tipo 517 que perforaron de 4000 a 4915 m, se determina si una barrena de diamante resulta económica. Costo de la Bna. 1,000 1,000 1,000 4,350 4,350

Metros Horas de perforados perforación 198 160 130 168 259

16 15 15 20 20

ROP 12.37 10.66 8.66 8.40 8.63

Rendimiento de pozo vecino: Total de horas de rotación = 96 Tiempo total de viaje = 51 horas Costo del equipo = 500 $/Hr Costo total de barrenas = $ 11,700 Total de metros perforados = 915 m Entonces, el costo por metro del pozo vecino para el intervalo de 4000 a 4915 m es:

Para determinar si una aplicación es apta para una barrena de diamante, los rendimientos del pozo vecino se conocen, pero el rendimiento de la barrena se 102


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estima. Así, se tienen que asumir cuántos metros hay que perforar o el ritmo de penetración (ROP) que debe lograr la barrena en cuestión. Suponiendo los metros perforados se emplea, entonces, la siguiente fórmula para calcular el ritmo de penetración para ni ganar, ni perder:

Donde: R = Costo del equipo ($/Hr). C/P= Costo por metro del pozo vecino ($/Hr). T = Tiempo de viaje, barrena de diamante. B = Costo de la barrena de diamante. M = Metros perforados por la barrena de diamante asumido Entonces si se tiene: R= 500 $/Hr C/P= $ 90.92 T= 11 Hr B= $ 15700 M= 915 M Así:

La barrena PDC tiene que perforar los 915 m a un ritmo de penetración de 7.3 m/Hr para igualar el costo por metro del pozo vecino de $ 90.92 para los mismos 915 m. Si la velocidad de perforación se asume, se usa la siguiente fórmula para calcular el break even de metros perforados:

Donde: Fbe = Metros perforados para igual costo. ROP= Régimen de penetración supuesto (m/Hr). Entonces: en el ejemplo anterior, si se asume un ritmo de penetración de 30 m/Hr tenemos:

En este caso la barrena de diamante solamente tiene que perforar 285 m para llegar al punto de igualdad de costo.

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COSTO POR METRO BNA MXL-1X (1000-1946 M) PARETO 1

8000 7750 7500 7250 7000 6750 COSTO POR METRO ($/M)

6500 6250 6000 5750 5500 5250 5000 4750 4500 4250 4000 3750 0

10

20

30

40

50

60 70 80 90 100 TIEMPO DE ROTACION (HRS)

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Tabla 17: Grafica costo por metro vs tiempo

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Conclusiones. La selección de barrenas dentro de la industria petrolera es de suma importancia de ahí la necesidad de conocer los diferentes métodos que nos ayuden a hacer el correcto uso de todos los recursos a nuestra disposición y lograr así optimizar nuestra etapa de perforación y lograr a su vez beneficios para las siguientes etapas. En general uno de los mejores y más completos métodos de selección de barrenas es el de correlación, en este se analiza toda la información de los pozos vecinos lo cual nos permite a partir de datos reales realizar dicha selección lo cual nos aporta más certeza. La litología es el parámetro que influye mayormente en la selección de barrenas, ya que son las características de las rocas las que determinan las características que deberán tener las barrenas para que presenten un buen desempeño. Si no contamos con información de otros pozos se tendrá que elegir el método más adecuado según la información con la que se cuente realizar el análisis de esta y así por dar la mejor barrena para este pozo.

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Recomendaciones. Se recomienda el uso de los métodos mencionados en esta tesis de Selección de Barrenas para Perforación de Pozos de la zona sur, para determinar las características de las barrenas a utilizar en la perforación de pozos de desarrollo, de producción y delimitadores; no es recomendable utilizar el método por correlación si el pozo es exploratorio. En el caso de los pozos exploratorios es recomendable utilizar el método de selección de barrenas por litología, tomando en cuenta que se sabe el orden de las capas litológicas, pero sin una certeza de los espesores y de las posibles intercalaciones que pueden tener estas.

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Índice de tablas Tabla 1: Clasificación de barrenas. ............................................................................................. 10 Tabla 2: Apriete recomendado. .................................................................................................... 11 Tabla 3: Torque recomendado para barrenas. .......................................................................... 11 Tabla 4: Diámetro del estabilizador por encima de la barrena bicéntrica. ............................ 16 Tabla 5: Especificaciones watherford para el Rip Tipe ............................................................ 19 Tabla 6: Clasificación de Barrenas ampliadoras. ...................................................................... 19 Tabla 7: Propiedades física de algunos materiales. ................................................................. 28 Tabla 8: Clasificación por Origen. ................................................................................................ 29 Tabla 9: Tamaño de algunas rocas sedimentarias. .................................................................. 30 Tabla 10: Guía para la clasificación de barrenas. ..................................................................... 74 Tabla 11: Parámetros de desgaste recomendado para barrenas. ......................................... 74 Tabla 12: Peso máximo diseñado en una barrena,* 1,000 lb/in (Estés, J.C., 1971). .......... 74 Tabla 13: Parámetros recomendados para el cojinete en barrenas. ..................................... 75 Tabla 14: Rango de datos mínimos recomendados para un análisis de regresión. ............ 75 Tabla 15: Ejemplo de datos para un análisis de regresión múltiple. ..................................... 76 Tabla 16: Resultados del análisis de regresión para un ejemplo del área de la Costa del Golfo. ................................................................................................................................................ 77 Tabla 17: Grafica costo por metro vs tiempo ......................................................................... 104

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Índice de figuras Figura 1: Componentes de una barrena Tricónica...................................................................... 9 Figura 2: Barrena Tricónica .......................................................................................................... 12 Figura 3:A) Balero estándar, B) Balero sellado y C) Chamucera ........................................... 12 Figura 4: Barrena de diamante natural. ...................................................................................... 13 Figura 5: Barrena de diamante TSP. ........................................................................................... 13 Figura 6: Barrena de compacto de diamante policristalino (PDC). ........................................ 14 Figura 7: Componentes de una barrena PDC ........................................................................... 14 Figura 8: Exponente DC ................................................................................................................ 15 Figura 9: Evolución de las barrenas bicéntricas. ....................................................................... 16 Figura 10: Ampliador Rip Tide ...................................................................................................... 19 Figura 11: Ampliador Excéntrico RWD2. .................................................................................... 20 Figura 12: Ampliador Excéntrico RWD2S. ................................................................................. 21 Figura 13: Ampliador Excéntrico RWD2ST. ............................................................................... 21 Figura 14: Diferentes maneras de operar el Ampliador Concéntrico XR. ............................. 22 Figura 15: Activación positiva ....................................................................................................... 23 Figura 16: Ensamble de fondo con sistema direccional rotatorio. .......................................... 23 Figura 17: Mecanismo de apertura y cierre del ampliador....................................................... 24 Figura 18: Ampliador XR activado ............................................................................................... 25 Figura 19: Ejemplo de la colocación de un ampliador. ............................................................. 25 Figura 20: Componentes de una sarta. ...................................................................................... 27 Figura 21: Ángulo de fricción interna........................................................................................... 34 Figura 22: Envolventes típicas de ruptura. ................................................................................. 35 Figura 23: Esquema generalizado del ciclo de lodo en un pozo. ........................................... 42 Figura 24: Análisis de dureza. ...................................................................................................... 49 Figura 25: Registro comparativo de pozos Madrefil1-Bricol 2DL ........................................... 50 Figura 26: selección con base a Co. ........................................................................................... 52 Figura 27: Correlación sísmica Bricol 2DL ................................................................................. 52 Figura 28: Proceso de selección de barrenas por correlación. ............................................... 54 Figura 29: Estado mecánico de pozos de correlación Tarraya 1, 1A, 1B, 1C ....................... 55 Figura 30: Tabla de clasificación de desgaste de barrenas .................................................... 59 Figura 31: Ejemplos de evaluación de desgaste de barrenas ................................................ 60 Figura 32: Ubicación de pozo Bricol-2DL ................................................................................... 61 Figura 33: ETAPA DE 14 ½” X 17 ½”.......................................................................................... 62 Figura 34: Hidráulica Bricol 2DL etapa 14 ½” x 17 ½“ .............................................................. 62 Figura 35: Selección de barrena Etapa 14 ½” x 17 ½” ............................................................. 63 Figura 36: ETAPA DE 12 ¼” ......................................................................................................... 64 Figura 37: Hidraulica Bricol 2DL etapa 12 1/4” ........................................................................... 65 Figura 38: Selección de barrena etapa 12 ¼”............................................................................ 65 Figura 39: ETAPA DE 8 1/2”......................................................................................................... 66 Figura 40: Hidraulica Bricol 2DL etapa 8 1/2”.............................................................................. 66 Figura 41: Selección de barrena etapa 8 ½”............................................................................... 67 108


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Figura 42: Hidraulica Bricol 2DL etapa 5 7/8”.............................................................................. 68 Figura 43: Selección de barrena etapa 5 7/8” ............................................................................. 68 Figura 44: Efecto de la presión diferencial sobre el ritmo de penetración.............................. 72 Figura 45: Cálculo de la hidráulica optima en la barrena. ........................................................ 78 Figura 46: Teoría del efecto de retención (chip hold down). .................................................... 88 Figura 47: Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas Tricónicas. ...................................... 99 Figura 48: Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas con cortadores de PDC. ............. 100

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Bibliografía Tecnología de perforación de pozos. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos. (PEMEX) Selección de barrenas en el proceso de construcción de pozos Programa de entrenamiento acelerado para ingenieros supervisores de pozos (Schlumberger) http://es.idoub.com/doc/20192478/Seleccion-de-Barrenas Procedimiento para la selección de barrenas, Gerencia de Tecnología, Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos. (PEMEX) O´Hare J. and Aigbekaen, O.A.: Design Index: A Systematic Method of PDC Drill-Bit Selection IADC/SPE paper 59112, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Louisiana, February 2000. Guía para la Selección de Barrenas Vol. 4, 13 Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos. (PEMEX) Manual de Operaciones, Ream-While-Drilling Technology RWD2 Hughes Christensen Baker. Presentaciones de Security-DBS, Presentación referente a ampliador concéntrico XR Artículo técnico: “Ampliador Concéntrico XR”. Información de Pozos Perforados con distintos tipos de barrenas y ampliadores, Presentaciones de pozos con ejemplos de la Zona Sur. Catálogos y folletos Smith Technologies, SBE “Smith Enlargement”, Artículo Técnico: “Procedimiento Operacional Ampliador XTU”.

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