253253934-Manual-de-Perforacion-y-Mantenimiento-de-Pozos-PEMEX.pdf

jdnfijsodnji dsfuidshfuihdsijfh idsfhidsjhgijs dgihsdijhg eu8ewhuhu weuhrufhusdi gfdshibvdnshfudshfusdj fsd9fu9sdfjdiusujfiujdsuufjdsiufjsidfsidfids fdsfjudsih gjhusdighudshgudshguf9eurt89uwe89rew 8tds9uufg sd9gu9sjd9gsdghjds9uijfjgisd

2. PRIMERA EDICIÓN, 2003







COPYRIGHT© 2003







UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS








DERECHOS RESERVADOS






IMPRESO EN MÉXICO





ABRIL/2003

3. i



Í N D I C E


1. YACIMIENTOS Y PRESIO NES......................................................................................................1
1.1 POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS................3
1.2 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA .................................................................7
1.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTOD O EATON.......8
1.4 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBE RÍAS DE REVESTIMIENTO....11
1.5 INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS................................................13
1.6 APLICACIONES..............................................................................................................................17

2. PLANEACIÓN Y PROGRAM A DE LA PERFORACIÓN DEL POZO......................................21
2.1. FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL POZO.................................23
2.2. CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN..............................26
2.3. FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAM A DE PERFORACIÓN.........................28
2.4. APLICACIONES..............................................................................................................................30

3. FLUIDOS DE PERFORACI ÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS................................................31
3.1 PROGRAMA Y CONTROL D EL FLUIDO DE PERFORACIÓN.....................................................33
3.2 PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES
REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN................................38
3.3 PROBLEMAS MÁS COMUNE S Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO
DE PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA...............................43
3.4 DESPLAZAMIENTO.......................................................................................................................46
3.5 PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA..........................................................................................51
3.6 APLICACIONES..............................................................................................................................54

4. HIDRÁULICA................................................................................................................................55
4.1 PARÁMETROS PARA LA O PTIMIZACIÓN HIDRÁULICA..........................................................57
4.2 DISEÑO DE UN PROGRAMA HIDRÁULICO PARA PERFORAR................................................65
4.3 PROBLEMAS MÁS COMUNE S EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA.....................................67
4.4 APLICACIONES..............................................................................................................................68

5. ANÁLISIS DE FUERZAS EN HERRAMIENTAS Y TU BERÍAS................................................73
5.1. CÁLCULO DE LA FUERZA RESULTANTE..................................................................................75
5.2 ANÁLISIS DE FUERZAS EN EMPACADOR Y EN SELLOS
(PBR/SELLOS MOLYGLASS)........................................................................................................76
5.3 FUERZA RESULTANTE CO N PRESIÓN DE FORMACIÓN EN EL POZO...................................79
5.4 APLICACIONES..............................................................................................................................81

6. DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN...................................................................................83
6.1 PROPIEDADES DE LOS MATERIALES.........................................................................................85
6.2 ELIPSE DE ESFUERZOS BIAXIALES............................................................................................92
6.3 ANÁLISIS DE ESFUERZOS A QUE SOMETEN LAS TUBERÍAS
POR TENSIÓN, COLAPSO Y TORSIÓN........................................................................................94
6.4 DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN POR TENSIÓN
Y POR ESFUERZO BIAXIAL..........................................................................................................99
6.5 RECOMENDACIONES PARA EL CUIDADO E INSPECCIÓN DE
LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN................................................................................................101
6.6 APLICACIONES............................................................................................................................107

4. ii







7. CEMENTACIONES .....................................................................................................................113
7.1 PROPIEDADES API DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO................................................115
7.2 SELECCIÓN Y ESFUERZOS QUE SE CONSIDERAN EN EL DISEÑO
DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO............................................................................................125
7.3 ESFUERZOS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DURANTE
LA INTRODUCCIÓN, CEMENTACIÓN Y POSTERIOR A LA CEMENTACIÓN........................135
7.4 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE LA LECHADA Y RENDIMIENTO...........................................148
7.5 DISEÑO DE UNA LECHADA DE CEMENTO..............................................................................150
7.6 APLICACIONES............................................................................................................................151

8 CABLE DE PERFORACIÓN .......................................................................................................157
8.1 PROGRAMA DE DESLIZAM IENTO Y CORTE DE CABLE........................................................159
8.2 INSPECCIÓN Y EVALUACIÓN DE PROBLEMAS EN EL
CABLE DE PERFORACIÓN..........................................................................................................164
8.3 APLICACIONES............................................................................................................................170

9. CONEXIONES SUPERFICI ALES DE CONTROL ....................................................................173
9.1 ARREGLOS DE PREVENTO RES (API)........................................................................................175
9.2 ANÁLISIS DE UN ARREGLO DE PREVENTORES.....................................................................177
9.3 PRUEBAS OPERATIVAS DE LOS PREVENTORES CON
LA UNIDAD DE CIERRE (API)....................................................................................................180
9.4 LEY DE LOS GASES.....................................................................................................................182
9.5 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO HIDRÁULICO
EN LA UNIDAD DE CIERRE........................................................................................................184
9.6 DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTER).........................................................................................185
9.7 INSPECCIÓN EN LA INSTALACIÓN DE LAS CONEXIONES
SUPERFICIALES DE CONTROL..................................................................................................186
9.8 APLICACIONES............................................................................................................................187

10. BARRENAS..................................................................................................................................191
10.1 SELECCIÓN DE UNA BARRENA TRICÓNICA O
DE CORTADORES FIJOS (PDC) PARA PERFORAR...................................................................193
10.2 TECNOLOGÍA DE LOS CORTADORES FIJOS............................................................................209
10.3 PROBLEMAS MÁS COMUNE S EN LAS BARRENAS.................................................................216
10.4 ANÁLISIS DEL COSTO POR METRO..........................................................................................224
10.5 ANÁLISIS DE IGUALDAD DE COSTO ENTRE BARRENAS.....................................................225
10.6 APLICACIONES............................................................................................................................231

11. TERMINACIONES ......................................................................................................................233
11.1 ACCESORIOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN......................................................................235
11.2 SELECCIÓN DE EMPACAD ORES...............................................................................................237
11.3 CAMBIO DE PREVENTORE S POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS........................................251
11.4 FRACTURAMIENTOS ..................................................................................................................253
11.5 APLICACIONES............................................................................................................................255

5. iii







12. PERFORACIÓN DIRECCIO NAL...............................................................................................257
12.1 DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL........................................................................................259
12.2 CÁLCULOS DE LA TRAYECTORIA DEL POZO........................................................................276
12.3 APLICACIONES............................................................................................................................288

13. INSTALACIÓN Y DESMAN TELAMIENTO DE EQUIPO S DE PERFORACIÓN..................293
13.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE PEMEX..................................................................295
13.2 PLANEACIÓN Y PROGRAM ACIÓN DE LA INSTALACIÓN
O DESMANTELAMIENTO D E UN EQUIPO................................................................................312
13.3 SUPERVISIÓN DE LOS COMPONENTES CRÍTICOS DEL MÁSTIL..........................................314
13.4 LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL.......................................315
13.5 APLICACIONES............................................................................................................................318

6. 1





















1. YACIMIENTOS Y PRESIONES

8. 1. Yacimientos y Presiones 1.1 Porosidad, saturación, permeabilidad
y resistividad de las rocas.

3


1.1 POROSIDAD, SATURACI ÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE
LAS ROCAS

Sabemos bien que uno de los objetivos principales de Pemex es la búsqueda de
yacimientos con hidrocarburos y por la importancia que revisten ciertos
parámetros petrofísicos de la roca como son la porosidad, saturación,
permeabilidad y resistividad; que se utilizan como base para la interpretación
cuantitativa de los registros geofísicos, expondremos a continuación los conceptos
y medidas de dichos parámetros.

Porosidad

La porosidad de una roca representa una medida del espacio disponible para el
almacenamiento de fluidos y es la relación del volumen de poros y huecos entre el
volumen bruto de la roca, indicándose en por ciento. Desde el punto de vista de la
Ingeniería de yacimientos se le puede denominar a éste concepto como porosidad
total, y como porosidad efectiva a la relación de volumen de huecos comunicados
entre el volumen bruto de la roca.

De acuerdo con el modo en que se originó, la porosidad puede clasificarse en:

· Original o primaria.- se forma en el momento de la depositación de los
materiales que integran la roca, se caracteriza como intergranular en las
arenas y areniscas y como intercristalina u oolitica en algunas calizas.

· Secundaria o inducida.- Se forma debido a procesos geológicos y/o
químicos que ocurren después de la depositación y se caracteriza por el
desarrollo de fracturas en algunas lutitas y calizas y por las cavernas
producidas por disolución en algunas calizas.

La porosidad de las formaciones subterráneas puede ser d el 10%, en
arenas no consolidadas llega a 30%, en el caso de las lutitas o arcillas, la
porosidad con contenido de agua es de más del 10%, aunque los poros son
generalmente tan pequeños la roca es impermeable

Saturación

La saturación de una formación es la fracción del volumen poroso que ocupa un
fluido. Con base en este concepto, la saturación del agua se define como la
fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación.
Cuando existe sólo agua en los poros, la formación tiene una saturación de agua
del 100%.

9. 1. Yacimientos y Presiones 1.1 Porosidad, saturación, permeabilidad
y resistividad de las rocas.

4


Si se toma como símbolo de la saturación la letra “S”, entonces para
denotar la saturación de un líquido o fluido en particular se utilizan subíndices en
la literal “S”, como se muestra en los siguientes ejemplos:

Sw = Saturación de agua
So = Saturación de aceite

La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que los
contiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada
roca del yacimiento debe ser igual al 100%.

Por lo anterior, algunas teorías sobre el origen del petróleo sostienen que
antes de la migración del mismo, los poros de los yacimientos se encontraban
ocupados totalmente por agua, parte de la cual fue desplazada a l llegar los
hidrocarburos, debido a esto en la generalidad de los yacimientos los poros están
ocupados por los fluidos: agua, aceite y/o gas.

Permeabilidad

La permeabilidad es la medición de la facilidad con que los líquidos fluyen
a través de una formación. En una determinada muestra de roca y con cualquier
líquido homogéneo, la permeabilidad será una constante siempre y cuando el
líquido no interactúe con la roca en sí. Generalmente el símbolo de la
permeabilidad es la letra “K”.

Los estudios experimentales hechos por H. Darcy en 1856 sobre el flujo
de agua en arenas no consolidadas, lo llevaron a la formulación de la ley que lleva
su nombre, la cual ha sido extendida para describir, con algunas limitaciones, al
flujo de otros fluidos en rocas consolidadas. La ecuación de Darcy establece la
proporción directa que existe entre la velocidad de un fluido homogéneo en un
medio poroso y el gradiente de presión, y la proporción inversa con respecto a la
viscosidad del fluido, es decir:

ds
dpK
V ´=
m

Donde:

V = Velocidad aparente, en cm/seg.
m = Viscosidad del fluido, en centipoise.
dp = Gradiente de presión, tomado en la dirección de V y expresado en
ds atmósferas por centímetro.
K = Constante de proporcionalidad, denominada permeabilidad de la roca, en
unidades de Darcy.

10. 1. Yacimientos y Presiones 1.1 Porosidad, saturación, permeabilidad
y resistividad de las rocas.

5


La unidad de permeabilidad, generalmente utilizada, es el milidarcy (md) en lugar
del Darcy que es muy grande (1 md =
1000
1
Darcy)

Una roca debe tener fracturas capilares o poros interconectados para ser
permeable, por lo general una permeabilidad mayor se acompaña de una
porosidad mayor, sin embargo, esto no es una regla absoluta, porque se pueden
presentar los siguientes casos:

· Las lutitas y ciertas clases de arenas tienen altas porosidades, pero sus
granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de líquidos
son escasos y tortuosos, y por lo tanto su permeabilidad puede ser baja.

· Otras formaciones, como la caliza, pueden presentar pequeñas fracturas o
fisuras de una gran extensión. La porosidad de esta formación será baja,
pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En
consecuencia, las calizas fracturadas pueden tener bajas porosidades, pero
permeabilidades muy altas.

Resistividad

La resistividad eléctrica de una sustancia es la capacidad de impedir o
resistir el paso de corriente eléctrica a través de si misma. La conductividad
eléctrica es lo contrario a éste fenómeno.

La unidad utilizada en los registros es el ohm–m
2
/m, generalmente
expresada en ohm–m para la resistividad y en milímhos/m para la conductividad.

La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturaciones
potenciales de petróleo, aceite y/ó gas se componen de rocas, que al estar secas,
no conducirán una corriente eléctrica, es decir, la matriz de roca tiene una
conductividad nula o resistividad infinitamente alta. Una corriente eléctrica fluirá
sólo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación,
solamente si el agua intersticial contiene sales disueltas y mientras mayor sea la
concentración salina, menor será la resistividad del agua de formación y, por lo
tanto, de la formación.

Por otro lado, mientras la porosidad de la formación sea más grande y
como consecuencia presente mayor cantidad de agua de formación, la resistividad
será menor. Las mediciones de resistividad, junto con las de resistividades del
agua y la porosidad, se utilizan para obtener los valores de saturación de agua.

11. 1. Yacimientos y presiones 1.2 Gradiente de presión
total de sobrecarga

6


1.2 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA

Actualmente la industria petrolera tiene retos cada vez mayores, entre estos retos,
se encuentra la determinación adecuada de la densidad del fluido de perforación
para atravesar las diferentes capas terrestres, para así definir el asentamiento
correcto de las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo. Por lo que se
requiere un buen conocimiento de las diferentes presiones relacionadas con los
yacimientos.

Sabemos bien que la presión ejercida por el peso combinado de la matriz
de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (Agua,
hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes, se le denomina “Presión
total de sobrecarga” y que en forma matemática se expresa :

(Presión total de sobrecarga) = (Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial)

El gradiente de presión total de sobrecarga, se encuentra con la siguiente fórmula:

Gs = 0.1 x (1 - f) x Dm + 0.1 x f x Da

Donde:

GS = Gradiente de presión total de sobrecarga, en kg/cm
2
/m.
f = Porosidad de la roca, en fracción.
Dm = Densidad de los minerales o sedimentos, en gr/cm
3
.
Da = Densidad del fluido intersticial, en gr/cm
3
(Principalmente agua salada).

Lo anterior indica, que si se desea obtener el gradiente de presión total de
sobrecarga a una determinada profundidad, es necesario tener como datos: la
densidad de la roca, la densidad del fluido contenido en la misma y su porosidad.
Con base en un promedio de la densidad de las rocas y de su porosidad y como
densidad del fluido contenido en las rocas, agua salada de densidad 1.07 gr/cm
3
,
se ha obtenido un gradiente de presión total de sobrecarga teórico de 0.231
kg/cm
2
/m, considerándose dicho gradiente para la zona d el terciario en la Costa
del Golfo de México.

12. 1. Yacimientos y presiones 1.3 Predicción del gradiente de presión
de fractura por el método Eaton

7


1.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR
EL MÉTODO EATON.

Se ha tenido conocimiento que la presión de fractura, es la presión necesaria para
vencer la presión de formación y la resistencia matricial de la roca. Esta
resistencia que opone una roca a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión
de la misma y de los esfuerzos de compresión a los que se someta.

Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la
cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los
esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto,
se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son
horizontales y que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas
son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión
teórica de sobrecarga total).

La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente para
evitar brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismas
precauciones en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas del
lodo, que podrían inducir o extender fracturas en algunas de las formaciones más
superficiales o débiles. La pérdida total de lodo en la formación, además de ser
muy costosa, reduce la presión hidrostática y se puede tener un brote o reventón.

Uno de los investigadores que se dedicó al estudio de calcular el gradiente
de fractura de las formaciones fue Ben A. Eaton, que propuso el uso de la
siguiente fórmula para su cálculo:

* Gf
s
s
Gf
D
S
F +÷
ø
ö
ç
è
æ
-
´÷
ø
ö
ç
è
æ
-´=
1
2306.0
Donde:

F = Gradiente de presión de fractura, en kg/cm
2
/m
Gf = Gradiente de presión de poro o de formación, en kg/cm
2
/m.
D = Profundidad del pozo, en m o pies (Para la gráfica).
s = Relación de Poisson.
S = Presión ejercida por el peso de sobrecarga de la roca, en lb/ pg
2
D
S
= Valor localizado en la gráfica 1.1
s = Valor localizado en la gráfica 1.2.

13. 1. Yacimientos y presiones 1.3 Predicción del gradiente de presión
de fractura por el método Eaton

8


El gradiente de presión de formación, se puede utilizar por medio de la
información de los registros de pozos o al relacionarla con datos de otro pozo
cercano. Si desea realizar un cálculo práctico puede considerarse el normal de la
formación.

PROFUNDIDAD
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
0.70 0.800.75 0.85 0.90 0.95 1.00
0


Gráfica 1.1 Resistencia del gradiente de sobrecarga para todas las formaciones normalmente
compactas de la Costa del Golfo.

* La fórmula tiene algunos cambios con respecto a la original, por el cambio de las
unidades de conversión.

14. 1. Yacimientos y presiones 1.3 Predicción del gradiente de presión
de fractura por el método Eaton

9


Variable de
sobrecarga
de la costa
del golfo
Profundidad en m
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
0 0.20.1 0.3 0.4 0.5 0.6
0
Sobrecarga
equivalentes en
lutitas
0.231 kg/cmm
(1.0 lb/pg / pie)
2/
2
Sobrecargas equivalentes
Oeste Texas formaciones
productoras
0.231 kg/cm/m
(1.0 lb/pg /pie)
2
2
2
Límite del extremo superior


Gráfica 1.2 Variaciones de la relación de Poisson con la profundidad

15. 1. Yacimientos y presiones 1.4 Perfil de presiones para el asentamiento
de tuberías de revestimiento

10


1.4 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS
DE REVESTIMIENTO

El seleccionar la profundidad de asentamiento para las tuberías de revestimiento
(T.R.) en forma adecuada y precisa, nos previene o evita muchos problemas
durante la perforación del pozo.

Existen varios métodos para calcular y graficar las curvas de gradiente
de presión de formación y de fractura contra la profundidad del pozo, que se
elaboran en las diferentes áreas en donde se perfora. Sin importar el método que
se use, las curvas de éstos dos gradientes son las básicas para planear la
perforación de cualquier pozo.

Para el asentamiento de las tuberías de revestimiento, se aplican las dos
curvas mencionadas, complementándose con la curva de la densidad del fluido de
perforación requerida. Esta información se expresa en densidad de fluido de
perforación equivalente y se grafica contra la profundidad del pozo (En caso de un
pozo direccional, se toma la profundidad vertical verdadera). El gradiente de
presión de poro se establece por los registros geofísicos de pozos de correlación y
la curva de densidad del lodo requerida se dibuja adjunta a la curva de la presión
de poro, con un valor de 0.06 gr/cm
3
mayor que ésta. Teniendo la gráfica de las
tres curvas mencionadas, se procede a encontrar las profundidades de cada T.R.
de acuerdo al siguiente procedimiento (Gráfica 1.3):

1. Trazar una línea horizontal indicando la profundidad objetivo del pozo y
posteriormente una línea vertical (1) a partir de la densidad máxima del lodo
hasta interceptar la curva de gradiente de fractura, éste punto indica la
densidad de fractura a la profundidad localizada en la gráfica.

2. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. corta (en este caso),
inmediatamente abajo del punto de intercepción en la curva de gradiente de
fractura. Se debe considerar un factor de seguridad por la densidad
equivalente de circulación y otras recomendaciones.

3. Trazar una línea horizontal (2) a partir de la profundidad anterior hasta la
curva de densidad de lodo requerida a esa profundidad.

4. Trazar hacia arriba una línea vertical (3) partiendo de la intercepción de la
curva de densidad de lodo requerida hasta la curva de gradiente de
fractura.

16. 1. Yacimientos y presiones 1.4 Perfil de presiones para el asentamiento
de tuberías de revestimiento

11


5. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. intermedia,
inmediatamente debajo de la intersección anterior, incluyendo nuevamente
el factor de seguridad apropiado. De la misma forma se selecciona la
profundidad de asentamiento de la T.R. superficial, líneas 4 y 5.


Nota: Se realizó la conversión de las unidades de profundidad y densidad al sistema decimal
Gráfica 1.3 Aplicación del perfil de presiones para el asentamiento de tuberías de revestimiento

17. 1. Yacimientos y presiones 1.5 Interpretación básica de
los registros geofísicos

12


1.5 INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS

Los registros geofísicos fueron introducidos en la industria petrolera hace más de
medio siglo y desde entonces muchos dispositivos de registros han sido
desarrollados y puestos en actividad. Así como la especialidad de registros
geofísicos avanzó, el arte de interpretar sus datos también lo hizo. En la actualidad
el análisis detallado de los registros de pozos, proporcionan un método para
derivar o inferir valores exactos de la saturación del agua o hidrocarburos, la
porosidad, el índice de permeabilidad, la litología del yacimiento, etc. Sin embargo,
en forma general podemos decir que los registros geofísicos se aplican en
perforación y terminación de pozos, producción y en la evaluación del yacimiento.

Después de la perforación, con los registros geofísicos (resistividad,
sónico, densidad, radioactivos) se pueden detectar y evaluar presiones de
formación a ltas, así como evaluar gradientes de fractura de la formación. En un
registro de conductividad y sónico, al detectar presiones anormales, la
conductividad eléctrica se incrementa y el tiempo de viaje de la onda sonora en
seg/m o seg/pie también se incrementa (Grafica. 1.4, 1.5 y 1.6). En el caso de un
registro de densidad, éste mostrará una disminución en densidad dentro de una
región de presión anormal.

En algunas ocasiones, los diferentes registros geofísicos que se toman en
el pozo, se proporcionan en los reportes con cierta nomenclatura, a continuación
mencionaremos algunas de ellas:

CNL = Registro neutrónico compensado.
BHC = Registro sónico compensado
CBL = Registro de cementación
CCL = Registro localizador de coples.
CDR = Registro direccional continuo.
DIL = Registro doble inducción
DLL = Registro doble Laterolog.
FDC = Registro de densidad de formación.
FIL = Registro de identificación de fracturas.
VDL = Registro de densidad variable.
CBT = Registro sónico de cementación
CET = Registro sónico de evaluación del cemento.
BHC = Registro sónico de porosidad compensado.
LDT = Registro litodensidad compensada.
NGT = Registro espectroscopía de rayos gamma naturales.
GRN = Registro rayos gamma naturales-neutrón.
VSP = Perfil de velocidades sísmicas.

18. 1. Yacimientos y presiones 1.5 Interpretación básica de
los registros geofísicos

13


CNL = Registro neutrón compensado.
SHDT= Herramienta de echado estratigráfico.
SFL = Registro de enfoque esférico.
SIT = Herramienta de punto libre.
GR = Registro de rayos gamma.


































Gráfica 1.4 Conductividad de lutita y tiempo de tránsito para un pozo geopresurizado



400200 6001,0002,000
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
5070100200300
(S/pie)Conductividad (mmhos)
PROFUNDIDAD (1000 pies)
Inicio de zona
de presión
anormal

19. 1. Yacimientos y presiones 1.5 Interpretación básica de
los registros geofísicos

14











































Gráfica 1.5 Registro sónico. En la zona superior se tienen arenas y en la parte inferior arcillas de la
formación

20. 1. Yacimientos y presiones 1.5 Interpretación básica de
los registros geofísicos

15



Figura 1.1 Determinación del gradiente de presión de poro (PORPRS)

21. 1. Yacimientos y presiones 1.6 Aplicaciones

16



1.6 APLICACIONES

· Para comprender un poco más sobre la compactación, saturación y las
presiones anormales, expondremos los siguientes ejemplos, para que anote
sus observaciones:

Suponiendo un caso cualquiera de compactación normal, en donde el
gradiente de presión total es de 0.230 kg/cm
2
/m (2.30 gr/cm
3
) y como normal de
formación 0.107 k g/cm
2
/m (1.07 gr/cm
3
), entonces se establece la siguiente
igualdad.



2.30 =? + 1.07 2.30 – 1.07 = 1.23
2.30 = 1.23+1.07 %47.535347.0
.30.2
23.1
Þ=

Si se toma un plano horizontal de área unitaria, podemos considerar que
aproximadamente el 53.5% de dicha área estará ocupado por los granos de roca y
el restante por los fluidos contenidos en el espacio poroso.




Realizar los mismos cálculos con un gradiente de presión total de sobrecarga de
0.190 kg/cm
2
/ m y de formación 0.160 kg/cm
2
/m (Presión anormal).
Área total = 1.00

Área rocosa = 0.5347

Área de fluidos = 0.4653
Presión total
de sobrecarga
sobrecarga
(Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial) =

22. 1. Yacimientos y presiones 1.6 Aplicaciones

17



Operaciones:













· Calcular el gradiente de presión total de sobrecarga teórico, con la siguiente
información:

Densidad normal de formación – 1.07 gr / cm
3

Densidad de algunas rocas:
Arcilla: 2.6 gr/cm
3

Caliza: 3.0 gr/ cm
3

Dolomita: 2.9 gr/cm
3

Cuarzo: 2.65 gr/cm
3

Porosidad aproximada de:
Arenas no consolidadas: 15%
Lutitas o arcillas: 35%


Operaciones:

23. 1. Yacimientos y presiones 1.6 Aplicaciones

18



· Predecir el gradiente de presión de fractura a una profundidad de 4500.0 m,
suponiendo un gradiente de presión normal de formación, por el método de
Eaton:

Gf
s
s
Gf
D
S
F +÷
ø
ö
ç
è
æ
-
´÷
ø
ö
ç
è
æ
-´=
1
2306.0


Gf = 0.107 kg/cm
2
/m
D
S
= 0.975 (Gráfica 1.1)

s = 0.475 (Gráfica 1.2)
F = (0.975 X 0.2306 – 0.107) x ÷
ø
ö
ç
è
æ
-475.01
475.0
+ 0.107
F = 0.2136 kg/cm
2
/m


Predecir el gradiente de presión de fractura a 3000.0 con los siguientes gradientes
de presión de formación de 0.107 y 0.140 kg/cm
2
/m. Realizar sus comentarios
sobre los cálculos.

Operaciones:

24. 1. Yacimientos y presiones 1.6 Aplicaciones

19



· Con base en el siguiente modelo de esfuerzos en la roca, realizar
comentarios sobre si la presión de formación puede ser mayor que la
presión de fractura y de la presión total de sobrecarga, y además si la
presión de fractura es mayor que la presión total de sobrecarga.

Pf
Em
S



÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ
+
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ
=
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ
formaciónde
esión
Matricial
Esfuerzo
asobrec
deEsfuerzos Pr
arg


S = Em + Pf

Comentarios:

25. 1. Yacimientos y presiones 1.6 Aplicaciones

20




































· Encontrar las profundidades de asentamiento de T.R.s. superficial e intermedia.

Tubería Longitud m
Conductora
Superficial
Intermedia
Explotación
13 3/8”
9 5/8”
7 5/8”
5 ½”
de 0 a 54.0
de 0 a
de 0 a
de 0 a .4500.0

DENSIDAD EQUIVALENTE DE LODO en gr/cm
GRADIENTE DE FRACTURA
MARGEN DE BROTE
(0.06 gr/cm menos del gradiente
de fractura)
PRESIÓN DE FORMACIÓN
DENSIDAD DE LODO
(más 0.06 gr/cm de la densidad
de perforar para margen de viaje)
PROFUNDIDAD DE OBJETIVO
PROFUNDIDAD en m
LITOLOGÍA
0.96 1.201.441.681.922.162.4
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
2.12
Máx. Densidad -2.12 gr/cm
3
3
3
3
LÍMITE MÍNIMO PARA
EL CONTROL DE LA PRESIÓN
DE FORMACIÓN
LÍMITE MÁXIMO PARA NO
FRACTURAR LA FORMACIÓN

26. 21




















2. PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LA
PERFORACIÓN DEL POZO

28. 2. Planeación y programa de la perforación 2.1 Factores para la planeación de
del pozo la perforación del pozo

23


2.1. FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL
POZO

Entre más pronto se reconozcan las presiones anormales en una formación a
perforar, menores serán los gastos y el riesgo para el personal, el medio ambiente
y las instalaciones. Un buen conocimiento de la situación permite una planificación
apropiada de las técnicas de perforación, del diseño del pozo y del equipo.
Lamentablemente, la precisión, tanto en la detección como en la evaluación de las
presiones anormales, aumenta a medida que el pozo es perforado a más
profundidad. Por lo que en estas condiciones, el objetivo es reconocer en forma
inmediata situaciones anormales y con la mayor precisión para prevenir o evitar el
problema.

La perforación de un pozo requiere de una planeación formal ya que
para lograr los objetivos se requieren: estudios científicos, técnicas y experiencia
en las actividades involucradas desde la localización del punto a perforar hasta la
terminación del pozo. Una base para la planeación es el análisis de la situación,
que se refiere al estudio de datos pasados, presentes y futuros, en forma racional.

La planeación de la perforación del pozo es una de las etapas
importantes, en donde se establecen como premisas en el proceso los siguientes
factores:


· Equipo adecuado.

· Seguridad del personal.

· Protección al medio ambiente.



· Economía
· La estimación del costo de
perforación para determinar
la factibilidad económica de
la perforación del pozo.
· Control del costo para la
minimización de los
gastos totales de la
perforación a través de un
programa apropiado.

29. 2. Planeación y programa de la perforación 2.1 Factores para la planeación de
del pozo la perforación del pozo

24


El personal recomendado en el proceso de la perforación del pozo se
compone de: Geólogos, Químicos, Licenciados para los aspectos regulatorios del
área, Supervisores de campo, etc. y un Ingeniero Petrolero bien calificado como
coordinador de la planeación.

Los objetivos del pozo se deben determinar con claridad, para que con
base a esto se seleccione la geometría del mismo. No olvidar que el pozo se debe
planear de la profundidad total programada hacia arriba, y no de arriba hacia
abajo.

Análisis de la información

1. Objetivos Geológicos:

a) Profundidad del horizonte objetivo.
b) Cimas estimadas de las formaciones.
c) Profundidad y posibles formaciones productoras.
d) Requerimientos de muestreos de las formaciones (canal, núcleos etc.).
e) Requerimientos de pruebas de formación.
f) Requerimientos de registros geofísicos, eléctricos, etc.
g) Profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimientos y sartas
de tubería de producción.

2. Datos de pozos vecinos:

a) Columna estratigráfica.
b) Historia gráfica
c) Registros de barrenas.
d) Datos de pruebas de formación.
e) Registros de presiones de fondo.
f) Registros del fluido de perforación.
g) Registros de las tuberías de revestimiento y cementaciones.
h) Riesgos y zonas problema.
i) Registros eléctricos y geofísicos, etc.
j) Terminaciones.

3. Establecer los costos estimados del pozo en proyecto:

a) Perforación del pozo.
b) Sartas de tubería de revestimiento y tubería de producción.
c) Conexiones superficiales de producción del pozo.

30. 2. Planeación y programa de la perforación 2.1 Factores para la planeación de
del pozo la perforación del pozo

25


d) Varios:
· Preparación del sitio.
· Equipo y servicios de muestreo.
· Registros.
· Agua y combustible.
· Fluidos de perforación y productos químicos.
· Cemento y servicios de cementaciòn.
· Transporte (personal, equipo, etc.).
· Disparos, acidificación, fracturamiento, etc.
· Barrenas.
· Renta de equipo.

e) Costos de operación y producción.

El costo de perforación depende de:





4. Seguridad del personal y protección al medio ambiente.


La profundidad
Costo de preparación del sitio.

Costo de transporte.

Costo diario de la operación de perforación:
· Renta de equipo
· Servicios de supervisión de la perforación.
· Mantenimiento del equipo.
· Control de la perforación.
· Alojamiento de cuadrillas, transporte, etc.

La
localización
Litología a ser penetrada.

Tiempo de perforación.

31. 2. Planeación y programa de la perforación 2.2 Concepto y filosofía de la
del pozo optimización de la perforación.

26


2.2. CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA
PERFORACIÓN.

Hacer un agujero no es tarea fácil, se requiere de un esfuerzo de planeación,
programación, perforación del pozo y supervisión de operaciones, además de una
aplicación de Ingeniería, técnica y experiencia para el logro de los objetivos.

Uno de los objetivos principales, durante la perforación del pozo, es abatir
los costos, teniendo una velocidad de penetración adecuada y sin interrupciones
en las operaciones programadas, sin descuidar la seguridad del personal, del pozo
y la protección al medio ambiente. Pero para que esto se logre se requieren
conocimientos y experiencia para poder llevar el control, nada fácil, de las
variables que afectan a la velocidad de penetración y la eficiencia de las
operaciones, tales como: fluido de perforación, hidráulica, condiciones de
operación y tipo de barrena, personal, equipo y características de la formación.

Se puede decir que la optimización es el proceso para encontrar el
conjunto de condiciones requeridas con el fin de obtener los mejores
resultados para una situación dada. Sus características esenciales son: objetivos,
factores conflictivos y restricciones.

Bajo una situación real, particularmente en perforación, el término de
“Perforación optimizada” no existe. S in embargo, aún cuando el término pueda
parecer idealista, nos proporciona el conocimiento suficiente sobre los límites de
las variables que contribuyen a mejorar el proceso de perforación.

Con base en lo anterior, la filosofía de la perforación optimizada
consiste en emplear los datos y experiencias obtenidas en el primer pozo
perforado, como base para determinar y aplicar técnicas adecuadas para la
perforación de los pozos subsecuentes; de tal manera que el costo total de
perforación sea reducido al mínimo en el menor tiempo y con el menor número de
pozos posibles.

32. 2. Planeación y programa de la perforación 2.2 Concepto y filosofía de la
del pozo optimización de la perforación.

27


Profundidad
CBA
Pozo A
Pozo B
Pozo C
Costo / Tiempo



Consideraciones en la optimización de la perforación.

1. Fluido de perforación.
2. Hidráulica.
3. Selección del tipo de barrena.
4. Condiciones de operación de la barrena.
5. Selección del equipo.
6. Adquisición de datos (correlación de pozos vecinos).
7. Programa de tubería de revestimiento.
8. Sarta de perforación.
9. Control de presiones subsuperficiales (brotes).
10. Planeación de la perforación.

33. 2. Planeación y programa de la perforación 2.3 Factores para la elaboración
del pozo del programa de perforación.

28


2.3. FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE
PERFORACIÓN

Una vez que se tiene la planeación del pozo, se deben especificar los detalles
operativos para cada etapa de la perforación del pozo. En este paso se
realizan las siguientes preguntas: ¿Quién hará cada actividad? ¿ Cómo se va a
hacer? ¿Cuándo se va a hacer?, etc.

El programa de perforación representa una guía de instrucciones de las
operaciones que se realizarán en cada etapa: equipos, materiales y servicios para
las operaciones y un tiempo estimado para cada una d e ellas. Además su
contenido presenta gráficas y tablas que cubren todo el programa del pozo.

Se pueden incluir muchos datos en el programa de perforación. Pero se
debe tener cuidado de no incluir datos superfluos que hagan que el programa
pierda significado e importancia para el técnico del pozo y el coordinador. Debido
a la extensión y particularidades de cada pozo, no se presenta un ejemplo del
programa de perforación, sin embargo, es de mucha enseñanza y ejemplificación
el participar en la actividad que se le encarga en la parte de aplicaciones.

Una vez que se determinan los puntos de asentamiento de las tuberías de
revestimiento, se selecciona el diámetro de la TR de explotación, el cual será la
base para determinar el arreglo de tuberías de revestimiento a utilizar, así como
los diámetros de agujero. El diámetro de la TR de explotación, va a depender de
las características de los fluidos que se explotaran, de las presiones, así como
también si el pozo fluye por si solo o se le aplicará un sistema artificial de
explotación. Normalmente el diámetro de la TR de explotación es a solicitud del
cliente.

En la tabla 2.1 se muestran diferentes diámetros de barrena que se
pueden utilizar de acuerdo al diámetro de la TR, la cual sirve como una guía para
la selección de la geometría del pozo.

34. 2. Planeación y programa de la perforación 2.3 Factores para la elaboración
del pozo del programa de perforación.

29


Tabla 2.1

Diámetro de
TR
(pg)

Diámetro del
cople
(pg)

Diámetro de barrena
a emplear
(pg)
4 1/2
5 ½
6
6 5/8
7
7 5/8
8 5/8
9 5/8
10 ¾
13 3/8
16
20
5.0
6.050
6.625
7.390
7.656
8.500
9.625
10.625
11.750
14.375
17.0
21.0

6, 6 1/2,
8 3/8, 8 1/2
8 ½
8 ½, 8 5/8
8 5/8, 9 ½
9 1/2
12
12, 12 ¼
14 3/4
17 ½
20
26
Figura 2.1 Barrenas de diferentes diámetros

En la tabla se muestran algunas de las posibilidades para la selección de la
geometría, ya que existe una gran variedad de tuberías especiales que nos
permiten hacer diferentes arreglos.

Los costos de perforación se reducen en
proporción directa a la Ingeniería,
experiencia y supervisión aplicadas.

35. 2. Planeación y programa de la perforación 2.4 Aplicaciones
del pozo

30


2.4. APLICACIONES

· Considerando sus conocimientos y experiencia en las operaciones de
Perforación y Terminación de pozos, describa cuando menos veinte tópicos
para aumentar la “Eficiencia de Perforación” o en otras palabras aplique su
filosofía de la “Optimización de la Perforación”.
















· Con un programa detallado de la perforación del pozo, del área en donde
realiza sus actividades, haga un análisis del mismo, anotando las partes del
programa, verifique si se tienen cronogramas, correlación con pozos
vecinos, actividades críticas y requerimientos de mayor supervisión,
diseños de tubería, medidas de seguridad y protección al medio ambiente,
etc.

36. 31





















3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y
TERMINACIÓN DE POZOS

38. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.1 Programa y control del fluido
de Pozos de perforación

33



3.1 PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

Programa del fluido de perforación

El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, temperatura,
hidráulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundización), perfil
del agujero, programa de diámetro de agujero y tuberías de revestimiento
(convencional, esbelto, núcleos continuos, etc.), profundidad del pozo, logística,
daños a la formación y restricciones ambientales.

Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y características
apropiadas para todas las operaciones que se realizarán considerando los costos
de los mismos.

Un programa de fluidos debe especificar:

¹ Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usarán.

¹ Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los
fluidos de la formación en cada sección del agujero descubierto.

¹ Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente.

¹ Aditivos de los fluidos sugeridos para cada sección.

¹ Problemas esperados y los procedimientos de control.

Como ejemplo, se hace referencia al campo Escuintle de la Región Sur de
México, el cual es productor de aceite en las formaciones carbonatadas del
Cretácico Superior San Felipe, Agua Nueva y Medio.

El programa de perforación de un pozo típico de este campo comprende 6
etapas y la terminación (tabla 3.1). Debido a que se requiere terminar en tubería
de explotación de 5”, se perfora con un arreglo de tuberías de revestimiento de
30”, 20”, 13 3/8”, 9 5/8”, 7” y 5”.

39. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.1 Programa y control del fluido
de Pozos de perforación

34



Tabla 3.1 Etapas de perforación con un fluido limpio

Barrena
(pg)

Profundidad
(m)

Objetivo de la etapa

Fluido
de
perforación

Densidad
(gr/cc)

36

50
Cementar el tubo conductor de 30”
para tener un medio de circulación.

Bentonitico

1.08


26


700
Cementar tubería de revestimiento de
20” a fin de aislar los acuíferos
superficiales y ganar gradiente de
fractura para poder incrementar la
densidad del fluido de perforación en
la siguiente etapa.


Inhibido


1.20



17 ½



1800
Llegar a la cima de la zona de
presiones anormales y cementar
tubería de revestimiento de 13 3/8” a
fin de poder cambiar el fluido de
perforación base agua a base aceite y
manejar mayores densidades en la
zona de presiones anormales.



Inhibido



1.70


12


4000
Atravesar la zona de presiones
anormales y aislar la misma con la
tubería de revestimiento de 9 5/8” a
fin de poder utilizar una menor
densidad del lodo en la siguiente
etapa.


Base Aceite


1.95-2.00




8 3/8




4700
Atravesar las formaciones Eoceno y
Paleoceno hasta la cima de la
formación Cretácico Superior
Méndez, las cuales tienen un
gradiente de presión de poro en el
rango de 1.50 a 1.60 gr/cc. Se
cementa la tubería de revestimiento
de 7” para aislar estas formaciones a
fin de poder cambiar la base del fluido
de perforación para la siguiente
etapa.




Base Aceite




1.70


5 7/8


5500
Perforar la zona productora del
campo (Formaciones Cretácico
Superior y Medio), cuyo gradiente de
presión de poro está en el rango de
1.15 gr/cc.


Base Agua


1.20

Terminación

5500

Terminar el pozo con un fluido limpio.

Agua Filtrada

1.00

40. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.1 Programa y control del fluido
de Pozos de perforación

35



Control del fluido de perforación

Durante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de perforación con
la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las
estadísticas de los pozos vecinos.

Los reportes de fluidos describen las características físicas y químicas del
sistema de lodos, los cuales se hacen diariamente. (Para llevar el control de las
características físicas se pueden aplicar las tablas proporcionadas en el manual
del perforador).

La tabla 3.2 muestra un formato de reporte del lodo que incluye la siguiente
información:

- Nombre del pozo
- Fecha
- Profundidad
- Datos de las bombas de lodos
- Equipo para el control de sólidos
- Densidad
- Viscosidad Marsh
- pH del lodo
- Viscosidad plástica
- Punto de cedencia
- Gelatinosidades
- Contenido de cloruros
- Contenido del ión calcio
- Contenido de sólidos
- Filtrado
- Por ciento de aceite
- Por ciento de agua
- Cantidad de sólidos
- Temperatura
- Filtrado
- Enjarre

41. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.1 Programa y control del fluido
de Pozos de perforación

36



Tabla 3.2 Formato de reporte diario de fluidos de perforación

MATERIALES Y
CONCEPTOS

TUBO
CONDUCTOR

T.R. 24”
BNA 30”

PRIMERA
ETAPA

T.R. 16”
BNA 22”

SEGUNDA
ETAPA

T.R. 10 3/4”
BNA 14 ¾”


TERCERA
ETAPA

T.R. 7 5/8”
BNA 9 ½”

CUARTA
ETAPA

T.R. 5”
BNA 5 7/8”



TOTAL
CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD
BARITA TON. 0 TON.
DIESEL 87.0611 MB 34.36 MB 6980.95 MB 710292 MB
OXIDO DE CALCIO
SECUESTRANTE
H2S

CONT. CIA.
DRILLINGFUIDS MI.
0 TON.
OBT. CELULOSICO
MED.
0 TON.
OBT. CELULOSICO
FINO
0
AGUAQUIM
SUBTOTAL MAT.
QUÍMICO (COSTO)
7102.92
TIPO DE LODO Y
DENSIDAD
BENT. 1.08 KLA-GARD
1.25
E.I. DENS =
1.47
E.I. DENS 1.55 E.I. DEN.
0.90-0.89

VOLUMEN
RECIBIDO Y COSTO
MB 129 MB 1045.5 MB 597 MB 7775.95 MB 9547.45 MB
VOLUMEN
ENVIADO Y COSTO
129 MB 140 MB 60 MB 131 MB 395 MB 855 MB
VOLUMEN
PERDIDO Y COSTO
140 MB 315 MB 787.5 MB 366 MB 7380.95 MB 8989.49 MB
SERV. INT. FLUIDO
MANTTO. E.T.
(CIAMI.)
1741.73 MB 1741.73 MB
ATN. TÉCNICA. POR
MANTTO. (CIA. MI.)
43 DÍAS 43 DÍAS
CONTRATO INT. DE
FLUIDO CIA´S (MI.)
50 MTS 850 MTS 2200 MTS 840 MTS 392 MTS 4332 MTS
MATERIAL
CONTINGENCIAS
(LODOS/P)
0 MB 160 MB 160 MB
SERV. INT. ATN.
TÉCNICA
3 DÍAS 13 DÍAS 34 DÍAS 40 DÍAS 35 DÍAS 125 DÍAS
BARITA
PROPORCIONADA
POR CIA.
63.88 TON. 260.19 TON 516.995 TON 787.1 TON. 1628.13 TON.

42. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.1 Programa y control del fluido
de Pozos de perforación

37



Continuación tabla 3.2
CONTT. CIA.
CONTROL SOL
COMSERTEC
8 DÍAS 13 DÍAS 34 DÍAS 40 DÍAS 79 DÍAS 174 DÍAS
SERV. MANTTO.
GRAL. EQ. CONV.
CONT. SOL
SERV. 1 SERV. 1 SERV.
SERV. LIMPIEZA
INT/EXT. DE
TUBERÍA
35 DÍAS 35 DÍAS 70 DÍAS
SERV.
RETROESCAVADOR
A
DÍAS 9 DÍAS 8 DÍAS 17 DÍAS
COSTO
SANEAMIENTO DE
RECORTES
0 MB
SUBTOTAL SERV.
POR CONTRATOS

FECHA INICIO Y
TERMINO
17/01AL
19/01/98
20/01 AL
1/02/98
2/02 AL
7/03/98
8/03 AL
16/04/98
17/04 AL
25/06/98

METROS PERF Y
DESVIADOS
50 MTS. 850 MTS 2200 MTS. 840 MTS. 590 MTS. 4530 MTS.
COSTO POR METRO
PERFORADO
0 MB
RECORTES
TRANSPORTADOS
VIAJES
0 0 DÍAS
AGUA RESIDUAL
TRANSPORTADA
1 VIAJE 1 VIAJE
COSTO POR
TRANSP. MQ. LODO
DIESEL
VIAJE 17 VIAJES 8 VIAJES 430 VIAJES 455 VIAJES
SUBTOTAL SERV.
DE APOYO

PROBLEMAS*
1.- CLASIFICACIÓN 2.- PÉRDIDA DE CIRC. 3.- PEGADURA 4.- PESCA 5.- DERRUMBE 6.- RESISTENCIA
7.- FRICCIÓN 8.- ATRAPAMIENTOS 9.- DESVIA, POZO

43. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.2 Procedimientos para el análisis de
de Pozos las propiedades reológicas, sólidos
y líquidos del fluido de perforación.

38



3.2 PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPI EDADES
REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE
PERFORACIÓN

En manuales anteriores se expusieron y se comprendieron las ventajas que
presentan las propiedades reológicas en la optimización hidráulica y los sólidos
controlados del fluido de perforación para prevenir o evitar problemas durante la
perforación del pozo. Por esta razón, es conveniente conocer cómo se realizan los
análisis físicos de las propiedades reológicas de sólidos y líquidos, para verificar
en cualquier momento la cuantificación real y propia del fluido de perforación.

Propiedades reológicas

Para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh.
Éste mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es
el número de segundos requeridos para que 1000 ml de lodo pasen a través de un
tubo de 3/16 de pulgada de diámetro, colocado a continuación de un embudo de
12 pulgadas de largo con capacidad de 1500 ml (ver figura 3.1). El valor resultante
es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.



Figura 3.1 Embudo para medir la viscosidad

44. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.2 Procedimientos para el análisis de
de Pozos las propiedades reológicas, sólidos
y líquidos del fluido de perforación.

39



Se obtiene una mejor medición de las características reológicas mediante el
empleo de un viscosímetro electrónico rotatorio de lectura directa y de cilindros
concéntricos. La unidad estándar de campo es el viscosímetro Fann (figura 3.2). El
viscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dos
parámetros reológicos: viscosidad plástica y punto de cedencia. Para la
viscosidad plástica se utiliza el centipoise. Éste es la resistencia al flujo del
lodo causado principalmente por la fricción de las partículas suspendidas, y
también por la viscosidad de la fase fluida. La viscosidad plástica es afectada por
la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo.

Para el punto de cedencia se usan como unidades la libra por 100 pies
cuadrados. El punto de cedencia es la parte de la resistencia al flujo, causada por
las fuerzas de atracción entre partículas. Estas fuerzas atractivas son a su vez
causadas por las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas
en el lodo.

Figura 3.2 Viscosímetro de fann
Análisis

1. Tomar una muestra del fluido de perforación (F.P.).

2. Agregar el F.P. al vaso del viscosímetro hasta la marca interior del mismo.

3. Colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la
marca del cilindro.

45. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.2 Procedimientos para el análisis de
de Pozos las propiedades reológicas, sólidos
y líquidos del fluido de perforación.

40



4. Operar el viscosímetro a 600 r.p.m. y a notar la lectura estabilizada que se
observe en el dial.

5. Cambiar la velocidad del viscosímetro a 300 r.p.m. y anotar la lectura
estabilizada

6. Aplicar las siguientes formulas:


300600LecLecV
p -=
pp VLecY -=
300

Donde:

Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps)
Lec600 = Lectura de 600 r.p.m. en el viscosímetro
Lec300 = Lectura de 300 r.p.m. en el viscosímetro
Yp = punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie
2


7. Lavar y limpiar el equipo, para dejarlo preparado en un próximo análisis

Sólidos y líquidos

Para comprender más el presente concepto y análisis, hacemos un
recordatorio de las fases del fluido de perforación.




















Base-agua
Fase Líquida: Agua principalmente, aceite
cuando se emulsiona (Emulsión
directa).

Fase Sólida: Material densificante y viscosificante
(barita y bentonita)

Fase Química: Productos químicos
Base-aceite
emulsión
inversa
Fase continua: Aceite.
Fase Liquida Fase discontinua o
dispersa: Agua salada.


Fase Sólida: Material desinfectante (Barita).

Fase Química: Emulsificantes.

46. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.2 Procedimientos para el análisis de
de Pozos las propiedades reológicas, sólidos
y líquidos del fluido de perforación.

41



Por lo anterior, debemos de tener en cuenta que la fase sólida se refiere a
sólidos deseables que son propiamente los que tiene nuestro fluido de perforación
para obtener ciertas propiedades en el mismo y son los que marcan normalmente
las tablas que se aplican para su control. Por lo tanto, todos los sólidos ajenos a
éstos, llamados sólidos indeseables, se deben de eliminar.

El análisis físico que nos proporciona dicha información para tomar una
decisión, es por medio de la retorta que se compone de (Fig. 3.3):

· Cámara de calentamiento.
· Condensador.
· Recipiente del F. P. (muestra de 10 cm
3
de F. P.).
· Lana de acero.
· Probeta graduada. (10 cm
3
)
· Espátula.
· Solución de agente humectante
· Cepillos limpiapipetas.
· Automático para el corte de la corriente (110 V) a los 15 minutos.
· Grasa metálica (para alta temperatura).


Fig.3.3 retorta y sus componentes.

47. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.2 Procedimientos para el análisis de
de Pozos las propiedades reológicas, sólidos
y líquidos del fluido de perforación.

42



Análisis

1. Tome el recipiente de la muestra del F. P. y confirme que se encuentre limpio
y seco.

2. Coloque lana de acero en el fondo del cilindro de acero en donde se enrosca
el recipiente de la muestra, suficiente para proporcionar un filtro de los
vapores que pasan al condensador.

3. Llene el recipiente de la muestra con el F. P., coloque la tapa y deje que
salga el exceso de F. P. por el orificio central de la tapa.

4. Limpie el recipiente por su parte externa y agregue grasa metálica en la
rosca.

5. Enrosque el recipiente en el cilindro metálico.

6. Coloque el cilindro metálico en la cámara de calentamiento.

7. Coloque la probeta en la parte inferior del condensador.

8. Conecte la retorta.

9. Al terminar la destilación, retire la probeta del condensador.

10. Tome las lecturas de los cm
3
de líquidos (agua y aceite) y multiplique cada
uno por 10 para convertirlo a por ciento y la diferencia de la suma de estas
dos cantidades con el 100%, es el resultado del por ciento de sólidos.

11. Deje enfriar la retorta, desarme el conjunto y limpie cada una de sus partes,
para tener la retorta disponible.

48. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.3 Problemas más comunes y correctivos
de Pozos en el fluido de perforación base-agua
y base-aceite emulsión inversa.

43



3.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO DE
PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA.

Fluidos de Perforación Base Agua:

Problema Síntoma Correctivo



Yeso o
anhidrita


· Alta viscosidad y Gelatinosidad, y
aumento de filtrado.
· Calcio y sulfato en el filtrado

· Tratar previamente si se trata de
pequeñas cantidades, o remover
químicamente con carbonato de
bario o de sodio.
Si se trata de anhidrita masiva
cambie el sistema.


Embolamiento
de la barrena
· Disminución en la velocidad de
penetración. Succión en los viajes.
Barrenas en buenas condiciones, con
poco desgaste, pero con recortes
adheridos en forma muy compacta.

· Añadir diesel para emulsionar el
lodo.
Controlar la viscosidad y el gel.
Mejorar la hidráulica.



Abrasión
· Disminución de la vida útil de la
barrena y desgaste excesivo de la
parte hidráulica de la bomba de lodo.
· Disminuir el contenido de arena
por dilución agregando agua. Usar
el desarenador para mantener un
contenido mínimo de arena.


Alta pérdida de
filtrado


· Enjarre esponjoso, blando y muy
grueso.
· Si el sistema contiene suficiente
aditivo de control de filtrado, añadir
arcillas (bentonita) al sistema
(control con la prueba de azul de
metileno).



Pérdidas de
circulación



· Disminución del volumen en las
presas. Pérdida completa del retorno
de lodo.
· Disminuir la densidad del lodo
siempre que sea posible. Bajar el
gasto de bomba para disminuir la
densidad equivalente d e
circulación. Añadir material de
pérdida de circulación.
Colocar tapón de diesel-bentonita
o diesel-bentonita- cemento.


Lodo inestable


· La barita se separa por sedimentación
o precipitación.
· Aumentar la viscosidad por adición
de un viscosificante. A gregar
estabilizador de viscosidad en
lodos calientes y/o con altas
densidades.


Alta viscosidad

· Elevada viscosidad Marsh y plástica.
Punto de cedencia y gel elevados.
Alto contenido de sólidos.
· Poner a funcionar el sistema de
eliminación de sólidos. Se requiere
dilución con agua. Posteriormente
puede utilizarse un reductor de
viscosidad.

Alta viscosidad
· Elevada viscosidad en el embudo y
plástica. Punto de cedencia y gel
normal, alto contenido de sólidos.
· Poner a funcionar el sistema de
eliminación de sólidos, se requiere
también dilución con agua.

49. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.3 Problemas más comunes y correctivos
de Pozos en el fluido de perforación base-agua
y base-aceite emulsión inversa.

44




Alta viscosidad
· Elevada viscosidad en el embudo y
plástica. Punto de cedencia y gel
elevados. Sólidos normales.
· Añadir dispersantes.

Alta pérdida de
filtrado

· Viscosidad normal
· Añadir agente de control de
filtrado.


Bajo pH


· pH por debajo de 7.0.
· Añadir sosa cáustica,
posiblemente se tenga agua
salada en el sistema.
Añadir inhibidor de corrosión.


Derrumbes
(sólidos grandes
diferentes a los
recortes de
perforación)

· Exceso de recortes en la temblorina.
Tendencia a atraparse la tubería.
· Aumentar si es posible la
densidad. Reducir el filtrado.
Aumentar la viscosidad si es
posible. Convertir a un fluido
inhibidor.

Fluidos de Perforación Base Aceite Emulsión Inversa:

Problema Síntoma Correctivo


Contaminación
con agua
· Incremento en las propiedades
reológicas.
· Reducción en la relación aceite/agua.
· Aumento en el filtrado APAT.
· Disminución en la densidad.
· Aumento en el volumen de fluido en
las presas.
· Disminución de la salinidad.
· Añadir emulsificante.
· Ajustar la relación aceite/agua y
añadir el resto de aditivos.
· Ajustar salinidad.



Alta concentración
de sólidos
· Aumento constante de las
propiedades reológicas.
· Disminución en el avance de
perforación.
· Incremento de sólidos de la formación
en el fluido.
· Disminuir el tamaño de malla
en las mallas vibratorias.
· Checar que el equipo
superficial eliminador de sólidos
este funcionando
· Aumentar la relación aceite/
agua.

Exceso de
emulsificante
secundario
(componente a
base de polvo de
asfalto).
· Incremento e n las propiedades
reológicas.
· El incremento de viscosidad es
posterior a un tratamiento con
emulsificante secundario.
· La viscosidad se incrementa después
de dar 2 ó 3 ciclos el fluido dentro del
pozo.
· Suspender adiciones de
emulsificante.
· Aumentar la relac ión
aceite/agua.
· Añadir emulsificante principal.


Inestabilidad de la
emulsión
· Aspecto grumoso del fluido.
· Difícil de emulsificar más agua.
· Baja estabilidad eléctrica.
· Hay presencia de agua en el filtrado
APAT.
· Si hay huellas de agua en el
filtrado APAT, añadir
emulsificante principal.
· Si el filtrado es alto, añadir
emulsificante principal y
secundario.

50. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.3 Problemas más comunes y correctivos
de Pozos en el fluido de perforación base-agua
y base-aceite emulsión inversa.

45





Asentamiento de
barita
· Ligera disminución en la densidad.
· Poco retorno de recortes a la
superficie.
· Bajos valores del punto de cedencia y
de gelatinosidad.
· Presencia de barita en el fondo de las
presas y en los canales de
conducción del fluido en la superficie.


· Añadir arcilla organofílica
dispersable en diesel.
· Bajar la relación aceite/agua si
ésta es alta.

Derrumbes,
fricción y
empaquetamiento
en la sarta de
perforación
· Baja salinidad.
· Se incrementa la concentracion de
sólidos.
· Los recortes se obtienen blandos y
pastosos.
· Aumentar salinidad.
· Añadir emulsificante principal.
· Revisar que las tomas de agua
en las presas estén cerradas.


Contaminación
con gas
· Si el gas es CO2 aumenta el filtrado
APAT y cuando la contaminación es
alta aparece agua en el filtrado.
· Disminuye la densidad.
· Hay inestabilidad en la emulsión y
toma un aspecto grumoso.
· Utilizar el desgasificador.
· Añadir cal para contaminación
de CO2.
· Aumentar agitación.
· Aumentar densidad.

Perforación de
mantos salinos
· En la temblorina se obtienen recortes
de sal.
· Se incrementa la torsión en la sarta
de perforación.
· Aumentar densidad.
· Aumentar salinidad.

Sólidos
humectados con
agua: barita y/o
recortes

· Apariencia grisácea del lodo.
· Añadir agua salada y cal.
Asegurarse que la relación
aceite/agua y concentracion de
aditivos son correctos.

Nota: la anterior tabla generaliza los conceptos, los correctivos aplicados
dependerán de los productos comerciales de la compañía prestadora del servicio.

El diesel utilizado para fluidos de perforación, es especial presentando las
siguientes características:

· Bajo contenido de azufre (0.5 % máximo).
· Punto de anilina, mayor de 65º C (150º F). para tener menos daños a los
implementos de hule en el sistema de circulación.
· Punto de ignición mayor de 52º C.

51. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.4 Desplazamiento
de Pozos

46



3.4 DESPLAZAMIENTO

El desplazamiento del fluido de perforación ó de control por agua dulce y/ó por
fluidos limpios, se realiza con la finalidad de e fectuar la remoción del lodo, el
enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los
sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos: barita,
recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. Se
recomienda utilizar fluidos con características físico-químicas, que permitan la
desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior
acarreo hasta la superficie.

Factores a considerar para un programa de desplazamiento.

· Condiciones de temperatura y presión del pozo.- La temperatura afecta las
condiciones y propiedades del fluido de perforación o de control dentro del
pozo, aunque éste será desplazado es necesario tomar en cuenta la forma
como pudiera la temperatura afectar a los fluidos diseñados para circularse
dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio de
presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de fluido.

· Diseño de las tuberías.- las tuberías tanto de producción como de
revestimiento, ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de
producción, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo, así como
también afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o
accesorios que llevan estas será diseñado el programa para desplazar el
fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los
orificios de la camisa y esto influirá más que si tuviéramos una tubería franca,
por lo que es necesario conocer previamente las tuberías a través de las
cuales se llevará a cabo el desplazamiento y diseñar el programa más
adecuado al mismo.

· Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en
superficie.- Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de
superficie, su eficiencia será severamente reducida lo que puede ocasionar
problemas para tener un desplazamiento y una limpieza totalmente efectiva.

· Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- Este es el factor más
primordial ya que dependiendo de las condiciones de éste, será la eficiencia
del desplazamiento.

Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerando que
mientras estas propiedades sean mayores existirá una mayor diferencia de

52. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.4 Desplazamiento
de Pozos

47



presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto
programado.

· Efectividad del programa de desplazamiento -. Desarrollar un programa de
desplazamiento que no sobrepase las condiciones de que se disponga en
superficie. Es necesario verificar en primer lugar, la existencia de todos los
materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance,
eficiencia y cumplimiento del programa diseñado.

· Productos químicos.- se debe considerar el diseño de los espaciadores y
lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los F. P. utilizados son
incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación para
garantizar una limpieza y desplazamiento efectivo del F. P. o de control hacia
la superficie sin contaminación.

Formas de desplazamiento

Existen dos formas para efectuar e l desplazamiento del fluido de control, ya sea
por agua dulce, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos: circulación
inversa y circulación directa.

La selección del procedimiento más adecuado depende de las condiciones
operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones de
calidad de las tuberías de producción y/o revestimiento que se tengan, de los
resultados obtenidos de los registros de cementación en las zonas o intervalos de
interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo.

Circulación Inversa.- Si la información de los registros de cementación y la calidad
de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión
calculada, esta circulación es más factible de ser utilizada.

Este procedimiento permite un mayor espaciamiento entre el agua dulce y
los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los
espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de
producción, así mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados con
flujos turbulentos.

Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de
operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual
permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes. Así mismo
tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean
espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado una
considerable reducción en los costos del lavado y filtración.

53. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.4 Desplazamiento
de Pozos

48



Circulación Directa.- Si los registros de cementación muestran zonas no muy
aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de
control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de
CIRCULACION DIRECTA, en el c ual no se obtiene un desplazamiento muy
efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al
circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares. Los regímenes
de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión
por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en
áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en
algunos casos no se dará el RÉGIMEN TURBULENTO necesario para garantizar
que el pozo estará totalmente limpio de contaminantes. Así mismo serán
necesarias mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado
al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado por
filtración y por tiempos operativos.

Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la
presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de
colapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de
fractura de los intervalos de interés.

Recomendaciones previas al desplazamiento

Previo al desplazamiento del fluido de control, ya sea base agua o base aceite, por
el diseño de espaciadores y lavadores químicos., es necesario efectuar algunas
consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y
en presas de trabajo:

1. En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con
los espaciadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van a
limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la
zona de interés para remover los sólidos y residuos acumulados de las
paredes de las tuberías.

En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubería
diseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el
lavado del pozo.

2. Establecer circulación con la bomba del equipo al máximo gasto permisible
en forma directa.

3. Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de
trabajo y al circularse al interior del pozo, previo al desplazamiento del
mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el
desplazamiento, para prevenir la formación de geles de alto valor, ya que de

54. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.4 Desplazamiento
de Pozos

49



esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayor
eficiencia.

Se deben seguir las siguientes consideraciones:

a) Efectuar la circulación del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de
eliminadores de sólidos, con el propósito de remover contaminantes
grandes, y de ser posible hacia presas o tanques limpios para ser
reutilizado éste al salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes.

b) Reducir a valores mínimos permisibles la VISCOSIDAD PLÁSTICA y el
PUNTO CEDENTE, para asegurar la movilidad del fluido en los espacios
anulares y tener un eficiente barrido del mismo.

c) Evitar en esta etapa los espaciadores o píldoras viscosas.

4. La tubería necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten, girarse
antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias
de fluido de control con sólidos acumulados y que produzcan altas
viscosidades.

5. Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen
centrado permitirá incrementar la remoción del fluido de control.

6. Efectuar viaje corto con los espaciadores o con la tubería de revestimiento
corta (boca liner) o levantarse aproximadamente 300 mts., y volver a bajar a
la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. Así mismo al
tener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que las
herramientas que se lleven en la punta auxilien en la limpieza de sedimentos
y remoción de residuos que se hubieran quedado adheridos en las paredes
de las tuberías de revestimiento.

Este movimiento de tubería permite elevar la eficiencia del desplazamiento
incluso a bajos gastos de bombeo.

7. Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y
lavadores químicos y por el fluido final programado para quedarse dentro del
pozo, ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circulados a gastos
máximos de bombeo.

La condición del flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejorar
la eficiencia de un desplazamiento.

55. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.4 Desplazamiento
de Pozos

50



8. Para diseñar los volúmenes de espaciadores y lavadores químicos, es
necesario considerar el volumen por remover en el lavado de pozo, ya que
en caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el
diseño puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en los
costos de estos reactivos.

9. En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva,
es conveniente efectuar un análisis del costo beneficio de evitar desperdicios
de recursos en yacimientos con poco valor de recuperación económica.

Espaciadores y lavadores químicos.

Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluido de control ya sea
base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos, para evitar
mezclas de fluidos compatibles, problemas de contaminación, así como para
limpiar el pozo de manera efectiva y para la separación de fases del sistema.

Los baches espaciadores que deban ser programados deberán ser
compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser más
viscoso que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lo
menos 100 mts. de la parte más amplia de los espacios anulares para que tengan
mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimiento
muy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su eficiencia.
Para fluidos base aceite, su principal contacto como espaciador debe ser el Diesel
por ser ambos compatibles.

Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un
bache de agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productos
de las compañías de servicios, los cuales pueden ser utilizados como
espaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos
utilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas,
surfactantes o solventes, para una activa remoción de contaminantes orgánicos e
inorgánicos.

Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y
dispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos
gastos, lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares; normalmente su densidad es
cercana al agua dulce. En algunos casos se diseñan productos abrasivos como
arenas para barridos de limpieza.

56. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.5 Preparación de una salmuera
de Pozos

51



3.5 PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA

Una vez cementada la tubería de explotación (5”), se procede a realizar la
terminación del pozo. En esta etapa se requiere la utilización de fluidos limpios
libres de sólidos a fin de evitar el daño a la formación durante las operaciones de
disparo y pruebas de admisión. Además de que al no tener sólidos en suspensión
facilitan la introducción del empacador, el aparejo de producción, herramientas
calibradoras, de disparos, de registros de producción, etc. Dependiendo de la
densidad se puede emplear:

· Agua tratada (1.0 gr/cc).

· Salmuera sódica (1.01 – 1.19 gr/cc).

· Salmuera cálcica (1.20 – 1.39 gr/cc).

La ventaja de este tipo de fluidos es que proveen un amplio rango de
densidades para controlar las presiones de formación sin usar sustancias dañinas
como la barita.

Turbidez: Pequeñas partículas suspendidas en el fluido producen
dispersión de luz. La turbidez es una medida de luz d ispersada por las partículas
suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un nefelómetro, expresando el
resultado en “NTU”. Este es proporcional a la concentracion de sólidos
suspendidos. Un fluido limpio no contiene partículas de diámetro mayor de 2
micras, con un valor de turbidez no mayor de 30 NTU.

Corrosión: El principal agente corrosivo que afecta a los materiales de la
tubería en fluidos base agua son los gases solubles (O2, CO2, H2, S), así como las
soluciones salinas y ácidas.

A fin de prevenir la corrosión, los fluidos de terminación son tratados con
inhibidores de corrosión, los cuales no las suspenden completamente pero si la
disminuyen considerablemente.

Las siguientes tablas nos proporcionan información para preparar
salmueras sódicas y cálcicas.

57. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.5 Preparación de una salmuera
de Pozos

52



Tabla 3.3
Por ciento NaCl
por peso

Densidad de
solución
Solución Agua
Gramos de
sal por litro
de agua
p.p.m
de (NaCl)
1.0000
1.0053
1.0125
1.0268
1.0413
1.0559
1.0707
1.0857
1.1009
1.1162
1.1319
1.1478
1.1640
1.1804
1.11972
0
1
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
0:0
1:0
2:0
4:2
6:4
8:7
11:1
13:6
16:2
19:1
22:0
25:0
28:2
31:6
35:1
-
10.0
20.3
41.6
63.8
87.2
110.9
136.2
162.4
190.0
219.0
249.3
281.0
315.7
350.5
-
10,050
20,250
41,070
62,480
84,470
107,070
130,280
154,130
178,590
203,740
229,560
256,080
283,300
311,270
NaCl = Cloruro de Sodio

58. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.5 Preparación de una salmuera
de Pozos

53



Tabla 3.4
Preparación de salmueras de diferentes densidades, usando cloruro de sodio,
cloruro de calcio, y la combinación de ambos. Cantidad de materiales requeridos
para preparar 1m
3
de salmuera a 15.5º C.

Preparada únicamente con
(CaCl2)

Dens.
gr/cc
Cloruro de
Calcio
(CaCl2)
Kgs.
Cloruro de
Sodio
(NaCl)
Kgs.
Agua dulce
litros
CaCl2
Kgs.
Agua dulce
litros
1.00 8 996 8 996
1.02 26 991 23 993
1.03 46 984 37 991
1.04 63 979 54 989
1.06 80 974 68 986
1.07 100 967 83 984
1.08 117 960 100 977
1.09 134 953 117 972
1.10 154 946 131 970
1.12 174 939 148 965
1.13 194 932 165 960
1.14 214 924 182 955
1.15 231 917 200 948
1.16 251 910 216 943
1.18 271 900 231 941
1.19 291 894 247 936
1.20 311 886 270 929
1.21 83 250 874 285 924
1.22 148 200 872 302 914
1.23 205 154 875 319 915
1.25 254 117 875 336 910
1.26 296 91 870 353 903
1.27 220 71 867 370 896
1.28 350 57 865 388 894
1.30 385 46 862 405 941
1.31 407 37 858 422 884
1.32 430 28 858 439 877
1.33 453 17 860 456 872
1.34 476 862
1.35 496 855
1.37 513 853
1.38 530 846
1.39 547 741
1.40 567 831
1.41 587 825
1.43 607 815
1.44 630 808

59. 3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.6 Aplicaciones
de Pozos

54



3.6 APLICACIONES

· Analizar un programa de fluido de Perforación y Terminación de pozos,
aplicado en su área de trabajo, con base a los conocimientos expuestos y a
su experiencia. Anotar sus comentarios y recomendaciones.







· Si se desea preparar 80 m
3
de salmuera sòdica (NaCl) de 1.10 gr/ cm
3

¿Cual es la cantidad de sal por agregar y aproximadamente que salinidad
se obtiene?

Información de la tabla 3.4: 154 Kg. (sal)/m
3
(salmuera).
946 lts. (agua)/m
3
(salmuera).

Operaciones

154 Kg. /m
3
x 80 m
3
= 12,320 kg. de sal
946 lts./ m
3
x 80 m
3
= 75,680 lts. de agua


Información de la tabla 3.3: aproximadamente 154,130 p.p.m de NaCl.

Preparación:

1. Verificar que el personal tenga y use el equipo de protección personal.
2. Tener en las presas metálicas el volumen de agua necesario.
3. Agregar la sal en grano por el embudo y manteniendo una buena agitación
hasta alcanzar la densidad requerida.
4. Agregar inhibidor de corrosión (4 a 15 lts/m
3
) en caso que no se tenga dicho
producto puede recomendarse agregar 1 Kg. de sosa cáustica/m
3
o 1 Kg. de
cal/m
3
de salmuera.

Nota: en caso de preparar salmuera sódica de 1.19 gr/cm
3
no debe de agregarse
más cloruro de sodio que el calculado, ya que el exceso se precipitara en el fondo
de las presas, por tener su máxima saturación.

60. 55




















4. HIDRÁULICA

62. 4. Hidráulica 4.1 Parámetros para la
optimización hidráulica.

57


4.1 PARÁMETROS PARA LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA

En el manual para perforador se proporcionaron los conceptos básicos de la
optimización hidráulica y algunos parámetros, tales como: determinación del gasto
normal para perforar, velocidad anular óptima, velocidad del lodo en las toberas y
el índice de limpieza en el fondo del agujero. En ésta parte complementaremos el
estudio con los dos métodos principales de la optimización hidráulica: Impacto
hidráulico y caballos de fuerza hidráulicos (H.P. hidráulicos).

Los dos métodos de optimización mencionados, están relacionados
directamente con el diámetro de las toberas en la barrena, dichos métodos
proporcionan una eficiente limpieza en el fondo del agujero, logrando con esto un
mejor avance de perforación. Lo básico en estos cálculos son las caídas de
presión por fricción en: el equipo superficial, interior de las tuberías y espacio
anular. Para lograr una mayor comprensión en los modelos matemáticos que se
utilizan para las c aídas de presión, es necesario tener los conocimientos básicos
de: conceptos de reología, clasificación de los fluidos, patrones de flujo y fricción
en las tuberías, que a continuación se exponen.

Conceptos de reología

· Fluidos:

Se define como cuerpo de fluido aquel que cambia fácilmente su forma bajo
la acción de fuerzas muy pequeñas. En otras palabras, se puede definir un
fluido como una sustancia que se deforma continuamente, cuando se le
aplica una fuerza tangencial, por muy pequeña que esta sea.

· Viscosidad:

Se define como aquella propiedad por la cual un fluido ofrece una resistencia
al cambio de forma bajo la acción de fuerzas exteriores.

Analizando la figura 4.1 tenemos que la placa del fondo está fija y la placa
superior se mueve lentamente hacia la derecha bajo la acción de la fuerza
aplicada “F”. Se considera que el líquido es enteramente homogéneo y se adhiere
a ambas placas.

Al final del intervalo de tiempo “t”, la placa superior ha avanzado una
distancia cc1 y el líquido se ha deformado como lo indica a 1bc1d. La deformación
total ha sido cc1 en una distancia total “x” en un tiempo “t”, siendo “v” la velocidad
con que la capa superior del líquido se movió sobre la capa interior.

63. 4. Hidráulica 4.1 Parámetros para la
optimización hidráulica.

58


V1 1
F
X

Figura 4.1 Líquido altamente viscoso confinado entre dos placas paralelas

En consecuencia podemos representar en forma matemática, al esfuerzo
cortante de la siguiente manera.

T = m x c

Donde:

T = Esfuerzo cortante, en dinas/cm
2
= Fuerza/Área
c = Velocidad de corte, en seg
-1
ó 1/seg = V/x
m = Constante de proporcionalidad, en pois = Viscosidad

La unidad de viscosidad es el poise, nombrado así en honor de Poiseuille,
y es igual:

1 poise =
2
1
cm
segxdina
poisecentipoise
100
1
1 =

· Esfuerzo de corte y velocidad de corte.- Cuando un fluido está fluyendo,
existe una fuerza en el fluido que se opone al flujo, a esta fuerza se le
conoce como “esfuerzo de corte” y puede considerarse como una fuerza
friccional que proviene del deslizamiento de una capa del fluido sobre la
otra. La velocidad a la cual se mueve a través de sus capas vecinas se
conoce como “velocidad de corte”.

· Reología.- Es la ciencia de la deformación y el flujo de la materia. Sus
parámetros más usados son la viscosidad plástica y el punto de cedencia.

· Punto de Cedencia.- Es parte de la resistencia al flujo al igual que la
viscosidad y es una medida de las fuerzas electroquímicas de las cargas
eléctricas localizadas en la superficie de los sólidos en el fluido y puede
ser controlado mediante un tratamiento químico y mecánico apropiado.

64. 4. Hidráulica 4.1 Parámetros para la
optimización hidráulica.

59


Clasificación de los fluidos

Los fluidos pueden clasificarse en Newtonianos y No-Newtonianos. Los gases y
los líquidos ligeros se aproximan a los fluidos Newtonianos, mientras que los
líquidos pesados son No-Newtonianos.

Analizando la gráfica 4.1 se puede decir, que son fluidos Newtonianos,
aquellos líquidos cuya “viscosidad es constante” a cualquier temperatura y presión
dadas, como el agua, glicerina, aceites para motor, kerosina y líquidos similares.
Vemos que el comportamiento de la gráfica es una recta en donde el esfuerzo de
corte es directamente proporcional a la velocidad de corte (m=viscosidad), en
condiciones de flujo laminar.

Considerando la misma figura, tenemos, que los fluidos No-Newtonianos,
son aquellos cuya viscosidad no es constante a la temperatura y presión de que
se trata, si no que depende del f lujo mismo como factor adicional. Entre estos
fluidos, tenemos los líquidos plásticos de Bingham. La mayor parte de los fluidos
de perforación son suspensiones coloidales y/o emulsiones que se comportan
como fluidos plásticos o No-Newtonianos, y se asemejan al modelo propuesto por
Bingham.

Velocidad
de
corte
F.Newtoniano F. Bingham (plástico)
A
B
C
E
Esfuerzo de corte
Esquemas que muestran los estados de flujo en fluidos plásticos:
DAB BC CDA
Sin movimientoFlujo
tapón
Flujo lami-
nar incom-
pleto
Flujo
laminar
completo
Flujo
turbulento
A = Punto de cadencia verdadero.
C = Punto de cadencia total.
E = Punto de cadencia normal o límite elástico de Bingham
D

Gráfica 4.1 Comportamiento de los tipos de fluidos

65. 4. Hidráulica 4.1 Parámetros para la
optimización hidráulica.

60


Patrones de flujo

En general se estudian dos tipos de comportamiento de fluidos: Newtonianos y no-
newtonianos. Sabemos que el newtoniano es típico del agua, donde las
propiedades del líquido no cambian. El término No-newtoniano, simplemente
describe todos los líquidos que no se comportan como el agua.

No todos los fluidos se comportan como fluidos Bingham, pero el
viscosímetro giratorio se calibra para dar información del comportamiento
Bingham, en el caso de nuestro fluido de perforación. Los patrones de flujo en un
sistema de circulación puede ser tapón, laminar o turbulento. El flujo de tapón se
encuentra en los trabajos de cementación, pero muy raras veces en las
operaciones de perforación. Es por eso que el presente estudio se limitará a los
flujos laminares y turbulentos.

Los patrones de flujo, como anteriormente se dijo, se clasifican en:
laminares o turbulentos. El flujo plástico se incluye como un tipo especial del flujo
laminar, las partículas individuales en el fluido se mueven hacia adelante en línea
recta y la velocidad en la pared es cero con cualquiera de los dos patrones. La
velocidad máxima se logra en un punto equidistante de las paredes. La región de
baja velocidad es una función directa de cuanto se desvía un fluido dado del fluido
verdadero, o la magnitud de la v iscosidad. Por lo tanto la velocidad en cualquier
punto alejado de la pared es proporcional a la relación promedio de volumen de
flujo e inversamente proporcional a la viscosidad.

En el flujo turbulento, las partículas de fluido ya no se transmiten en línea
recta dentro de la tubería. No hay un patrón de flujo preciso. Sin embargo, en
general todas las partes de las corrientes de flujo están desplazándose a la misma
velocidad, aproximadamente. En este caso la viscosidad afecta únicamente el
punto donde se inicia la turbulencia y tiene poco efecto en las pérdidas de presión
cuando el fluido está en turbulencia.

No hay una definición exacta de turbulencia. Se puede describir como una
evolución de capas precipitadas, flujo desordenado, o patrón de flujo irregular. La
figura 4.2 muestra un perfil de la velocidad del fluido turbulento y las fluctuaciones
del mismo que causan la pérdida de presión en la turbulencia. Debido a que los
patrones para el flujo turbulento no son constantes, es imposible construir un perfil
exacto de la velocidad del fluido o de las fluctuaciones de éste.

66. 4. Hidráulica 4.1 Parámetros para la
optimización hidráulica.

61


Vmax.
Vmed.
V = 0
Flujo laminar Flujo turbulento
V

Figura 4.2 Perfil de la velocidad del fluido y patrones de flujo

Fricción en las tuberías

En una tubería recta lisa, en la que el flujo laminar de un líquido se lleva a cabo, la
resistencia al escurrimiento o flujo se origina por el esfuerzo tangencial o cortante
de la viscosidad entre las partículas que se mueven en recorridos paralelos con
diferentes velocidades. En la pared de la tubería, las partículas se adhieren a ella
y no tienen movimiento. Las partículas en movimiento en la tubería están sujetas a
un esfuerzo cortante viscoso, que disminuye conforme se aproxima al centro de la
tubería. La variación de la velocidad a través de la tubería está totalmente
determinada por el esfuerzo cortante viscoso entre las capas imaginarias en
movimiento del líquido. Con frecuencia esta resistencia al flujo se describe como
originada por la fricción en las paredes, o fricción en la tubería, pero el término se
presta a confusiones, porque la resistencia es totalmente de una naturaleza
viscosa.

Si el flujo es turbulento, la variación de la velocidad a través del tubo, no
queda determinada entonces únicamente por la viscosidad, sino que depende de
la cantidad y resistencia de la turbulencia. Sin embargo, la cantidad presente de
esfuerzo cortante viscoso es aumentada por los innumerables remolinos o vórtices
que acompañan a dicha turbulencia, y las tuberías con paredes ásperas o
incrustadas tienden a incrementar esta turbulencia. Además, como en el
escurrimiento laminar, la resistencia al escurrimiento es totalmente un fenómeno
de la viscosidad, aunque comúnmente se refiera como debida a la fricción de la
tubería.

67. 4. Hidráulica 4.1 Parámetros para la
optimización hidráulica.

62


Parámetros hidráulicos

Impacto hidráulico.- La fuerza del impacto hidráulico se define como la relación del
cambio del momento del fluido con el tiempo. El momento del fluido a través de la
barrena es un producto de la densidad, gasto y velocidad del fluido en las toberas.
Representado en forma matemática:

I.H.
193060
tt
VQDL
xg
VQXDL ´´
=
´


Donde:

IH. = Fuerza de impacto hidráulico, en lbs.
D.L.= Densidad del fluido de perforación, en lbs/gal.
Q = Gasto de bomba, en gal/min.
Vt = Velocidad del fluido en las toberas, en pies/seg.
g = Constante de la aceleración de la gravedad = 32.17 pies/seg
2
.
60 = Constante de conversión de min. a seg.

La fuerza de impacto en la ecuación depende del peso del lodo, entre más
alto, mayor el impacto. Sin embargo, el peso del fluido no se cambia con ese
propósito. Por esa razón se considera una constante para cualquier sistema. Para
obtener éste parámetro, se requieren las siguientes condiciones

Ps = 0.51 x Pm Pb = 0.49 x Pm

Donde:

Ps = Caída de presión por fricción en el sistema.
Pm = Presión manométrica o de bombeo.
Pb = Caída de presión en la barrena.

Lo anterior establece que para una presión limitada en la superficie, la
pérdida de presión en el sistema de circulación deberá ser el 51% de la presión en
la superficie y el 49% restante de la presión disponible se aplica a la barrena para
el impacto óptimo.

Algunos piensan, que en la teoría del impacto hidráulico, la remoción de
recortes depende de la fuerza con la que el fluido pega en el fondo del agujero y
tal vez sea por el resultado de la fórmula en lbs. Pero si consideramos que en la
fórmula del impacto, su origen es la ecuación Fuerza = masa x aceleración
(F = m x a), se puede tener el concepto de impacto hidráulico, como la fuerza en
lbs. que pasan en la sección de las toberas en la unidad de tiempo.

68. 4. Hidráulica 4.1 Parámetros para la
optimización hidráulica.

63


Caballos de fuerza hidráulicos.- Los H.P. hidráulicos pueden definirse como la
velocidad a la que el fluido hace trabajo en el sistema de circulación. En realidad
los caballos de fuerza son una velocidad definida de hacer trabajo. En forma
matemática, se representa como:
H.P.H. =
1714
QP´

En el desarrollo matemático, se obtienen las siguientes condiciones para
éste parámetro:

Ps = 0.35 x Pm. Pb = 0.65 x Pm.

Esto significa que el 35% de la presión limitada o presión de bombeo
máximo deseado, es de pérdida de presión en el sistema de circulación y el 65%
restante para aplicarlo en la barrena.

En la gráfica 4.2 se muestra la confirmación de los métodos I.H. y H.P.H.
en sus porcentajes de optimización.

69. 4. Hidráulica 4.1 Parámetros para la
optimización hidráulica.

64


0 200
GASTO DE BOMBA G.P.M.
400 600 800
49%65%
800
600
400
200
POTENCI A HIDRÁULICA
MAXIMA POTENCIA EN LA
BARRENA.
MÁXIMO IMPACTO
HIDRÁULICO.
49%
H
H
P
D
E
LA
B
O
M
B
A
P
O
T
E
N
C
IA
P
R
O
P
O
R
C
IO
N
A
D
A
P
O
R
L
A
B
O
M
B
A
A
P
R
E
S
IÓ
N
T/P 4”
AGUJERO 9 7/8”
20 LASTRABARRENAS.
DE 8” 0.D X 3” I.D.
LODO 10 LBS/GAL.
PROF. 10,000 PIES.
1/2
CONSTANTE
POTENCIA DISPONIBLE PARA LA BARRENA CON UNA
PRESIÓN SUPERFICIAL DE 2500 LBS/PULG2 Y VARIAN-
DO LAS VELOCIDADES DE CIRCULACIÓN
6
5
%
H
H
P
D
E
L
A
B
O
M
B
A
35%
51%

Gráfica 4.2 Potencia hidráulica en la barrena

70. 4. Hidráulica 4.2 Diseño de un programa
hidráulico para perforar

65


4.2 DISEÑO DE UN PROGRAMA HIDRÁULICO PARA PERFORAR

Realizar un diseño del programa hidráulico en las diferentes etapas del programa
de perforación, es tratar de cumplir con la mayor parte de los parámetros de la
optimización hidráulica y obtener una mayor velocidad de penetración. Los cuales
mencionados en orden jerárquico son:

· Impacto hidráulico
· Caballos de fuerza hidráulico (H.P. hidráulico)
· Índice de limpieza en el fondo del agujero (H.P./pg
2
)
· Velocidad del lodo en las toberas.
· Velocidad anular óptima.

Un programa hidráulico nos proporciona información para evitar altas
caídas de presión en el sistema de circulación y evitar problemas en el equipo
superficial, así como también mayor esfuerzo en la bomba de lodo y por
consecuencia mayor mantenimiento, etc. El diseño de un programa hidráulico, en
condiciones normales de perforación, se puede realizar cada 500 o 1000 m de
profundidad. (En el caso de una barrena PDC, se considera la profundidad a
perforar), de acuerdo al cambio de densidades y de la reología del lodo, así como
en el cambio de diámetros interiores de la sarta de perforación.

Los pasos a seguir en forma general, para el diseño del programa hidráulico, son:

1. Llenar el formato con los datos requeridos.
2. Seleccionar el gasto de bomba y emb/min. para perforar, con base a la
determinación del gasto normal para perforar. Verificar la emb/min máxima
de la bomba en donde se decide si se tiene que trabajar en paralelo.
3. Calcular la caída de presión por fricción en el sistema de circulación: Equipo
superficial, tubería de perforación, tubería extrapesada (H.W.),
lastrabarrenas y espacio anular.
4. Sumar las caídas de presión en el sistema de circulación, y por medio de
una regla de tres simple calcular la presión para la barrena en los criterios
del impacto hidráulico y H.P. hidráulico, y con base a la presión máxima de
la bomba seleccione el criterio más aceptable. Recuerde que la presión de
bombeo será igual a la suma de estas dos presiones.
Si la presión de bombeo es demasiada alta o próxima a la presión máxima
de la bomba, seleccione una presión de bombeo de acuerdo a las
condiciones de su equipo y restarle la caída de presión total, siendo éste
valor la presión disponible para la barrena.

71. 4. Hidráulica 4.2 Diseño de un programa
hidráulico para perforar

66


5. Teniendo la caída de presión para la barrena seleccionada, se calculan los
diámetros de las toberas y el resto de los parámetros hidráulicos expuestos
en el manual del perforador.

Debido a que existen varios autores de los modelos matemáticos, basando sus
estudios en el tipo de fluido, patrón de flujos, propiedades reológicas, etc. Para el
propósito de nuestro manual expondremos un ejemplo de cálculo tomando el
modelo de la compañía Smith Tool para fluidos No-Newtonianos y flujos
turbulentos. Considerando que dicho modelo era aplicado en la regla de cálculo
hidráulico, que en años anteriores en el inicio de la hidráulica se usaron en el
campo y por que generalmente en el interior de la sarta se tiene flujo turbulento,
siendo el espacio anular, entre T.P. y agujero en donde podría haber flujo
turbulento o laminar*.

Modelo matemático para el cálculo de la caída de presión por fricción en el interior
de la tubería y espacio anular.

P = ÷
ø
ö
ç
è
æ
´
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ ´´
82.4
82.182.018.0
3.700 Di
LQDVp
l


Pa =
( )( )
82.13
82.182.018.0
3.700 DtDaDtDa
LQDlVp
+-´
´´´

Donde:

P = Caída o pérdida de presión por fricción en tubería, en lb/pg
2

Pa =Caída o pérdida de presión por fricción en el espacio anular, en lb/pg
2

Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps)
Yp = Punto de cedencia (Yiel point), en lb/100 p
2

Dl =Densidad del fluido de perforación, en gr/cm
3
Q =Gasto de bomba, en gal/min
Di =Diámetro interior de la tubería, en pg.
L = Longitud de tubería (o espacio anular), en m
Da = Diámetro del agujero, en pg.
Dt = Diámetro exterior de la tubería, en pg.

Nota: Dichas fórmulas tienen algunos cambios en las unidades con respecto a la
original, para hacerlas más prácticas y en el caso de la primera se ha estructurado
en dos factores para evitar operaciones repetitivas.

* El número de Reynolds, especifica el tipo de flujo.

72. 4. Hidráulica 4.3 Problemas mas comunes en
la optimización hidráulica.

67


4.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA.

Los problemas que se puedan presentar para la optimización hidráulica,
concentrándose más en los criterios hidráulicos del impacto hidráulico y el H.P.
hidráulico, se relacionan con las siguientes limitaciones:

· Capacidad de las bombas de lodos.

· Densidad y propiedades reológicas altas, del fluido de perforación.

· Presión de trabajo de alguna parte del equipo superficial (Por ejemplo: tubo
lavador).

· Profundidad del pozo, mayores longitudes de tubería de perforación.

· Disminución del diámetro de la tubería.

Ante estas consideraciones, se conocen actualmente cinco parámetros hidráulicos
(tema 4.2) para que de acuerdo a sus conocimientos y experiencia los aplique y
cuando menos estar en uno de ellos, además de que posee el conocimiento del
lineamiento de gasto normal para perforar, que es el inicio para obtener una
eficiente hidráulica.

73. 4. Hidráulica 4.4 Aplicaciones

68



4.4 APLICACIONES

· Una placa de 20 cm
2
de área está separada a 1 cm. de otra placa fija.
Calcular la viscosidad del fluido en centipoise, si se requiere una fuerza de
100 dynas para mover la placa superior a una velocidad constante de 10
cm/seg.

Operaciones:

T =
2
2
/5
20
100
cmdinas
cm
dynas
Area
Fuerza
== (Esfuerzo cortante)

c =
1
/10
1
/10
-
== seg
cm
segcm
X
V
(Velocidad de corte)

m = poise
cm
segdinas
seg
cmdinas
c
T
5.05.0
/10
/5
2
2
=
´
== (Viscosidad)

Viscosidad = 0.5 x 100 centipoise = 50 cps.

· Con la siguiente información del pozo, realizar un programa hidráulico de
2100.0 m a 3000.0 m

- T.R.: 13 3/8” -2100.0 m
- Bna.:12”, tricónica, 3 toberas, velocidad de penetración promedio –
5min/m (12 m/hr)
- T.P: 5“- 29.055 kg/m (19.5 lb/pie), D.I. = 4.276”
- H.W.: 5” – 74.50 Kg/m – D.I.=3”,110.0m.
- Lastrabarrena: 8”, 219 kg/m, D.I. = 3”, 90.0 m
- Lodo de 1.45 gr/cm
3
, viscosidad plástica – 24 cp, punto de cedencia –
10 lb/100 pie
2
base-agua.
- Bomba triples IDECO, Modelo – T – 1300
Camisa 6 ½”, carrera 12”, 95% ef. volumétrica.
Máxima presión – 3232 lb/pg
2

Máxima emb/min – 120
- Longitud aproximada del equipo superficial – 45 m, diámetro interior
promedio – 3.5”

74. 4. Hidráulica 4.4 Aplicaciones

69



Operaciones:

1. Llenar el formato con la información anterior y posteriormente con los
cálculos realizados.

2. Gasto de bomba para perforar.
Con base en la velocidad de penetración se requiere de 40 a 45
gal/min/pulgadas de diámetro de la Barrena.

40 gal/min/P.D.B./12 pg = 480 gal/min

Gasto de bomba al 90% - 4.656 gal/emb

=
embgal
gal
/656.4
min/480
103 emb/min. (Menor que la máxima)

3. Caída de presión por fricción en el sistema de circulación:

· En el equipo superficial

÷
ø
ö
ç
è
æ
´
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ ´´
=
82.4
82.182.018.0
5.3
45
3.700
48045.124
P
( )( )
2
/2884.27107.0216.260 pglbP »=´=


Factor para
los cálculos
siguientes

· En la tubería de perforación (2800 m).

P= (260.216) x ( )( )544.2216.260
276.4
2800
82.4
=
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ

P= 661.98 » 662 lb/pg
2

· En la tubería extrapesada y lastrabarrenas
(D.I. – 3”, 200.0 m)
( ) ( )()003.1216.260
3
200
216.260
82.4
=÷
ø
ö
ç
è
æ
´=P
P = 260.996 » 261 lb/pg
2

75. 4. Hidráulica 4.4 Aplicaciones

70



· En el espacio anular entre T.P. y agujero (se tomará en esta forma para
hacer un cálculo más práctico).


( )( )
2
82.13
82.182.018.0
/1311.13
5125123.700
300048045.124
pglbPa »=
+-
´´´
=

4. Total de la caída de presión en el sistema de circulación:

964 lb/pg
2


H.P. Hidráulico: Impacto hidráulico:

35% - 964 lb/pg
2
51% - 964 lb/pg
2

65% - Pb 49% - Pb
2
/1790
35
65964
pglbPb =
´
=
2
/926
51
49964
pglbPb =
´
=
Presión de bombeo = 2754 lb/pg
2
Presión de bombeo = 1890 lb/pg
2

En este caso seleccionamos una caída de presión para la barrena de
926 lb/pg
2
.

Para el H.P. hidráulico se tiene una presión de bombeo muy cercana a
la presión máxima de la bomba.

5. Diámetro de las toberas

At = 0.0277 x Q x
Pb
Dl


Donde:

At = Área de las toberas o de flujo, en pg
2

Q = Gasto de bomba, en gal/min.
Dl= Densidad del fluido de perforación, en gr/cm
3

Pb = Caída de presión en la barrena, en lb/pg
2


Operaciones:

At = 0.0277 x 480 x
2
5261.0
926
45.1
pg=

76. 4. Hidráulica 4.4 Aplicaciones

71



Aplicando la tabla 4.1, para este caso se busca en la columna de tres, el valor más
próximo al área calculada, siendo: 3T –15/32”. Si se desea usar toberas de
diferentes diámetros, se seleccionan las tres con la condición que la suma de
sus áreas debe ser aproximadamente a la calculada.

Cuando se tienen más de tres toberas, se divide el área calculada entre el número
de toberas para encontrar el área de cada una o de una forma de ensayo y error
selecciónelas con la tabla para diferentes diámetros, no olvidando la condición
antes mencionada.

Nota.- Continuar con los siguientes cálculos aplicando las fórmulas que se
estudiaron en el manual del Perforador y terminar con la información solicitada en
el formato

· Con la información anterior realizar un p rograma hidráulico para perforar
hasta 3650.0 m, con un fluido de perforación de 1.68 gr/cm
3
viscosidad plástica de
36 cps y punto de cedencia 12 lb/100 pie
2


· Con la información del programa de perforación de pozo del área en donde
labora, realice un programa hidráulico y compárelo con el diseño del programa del
pozo.
(FORMATO)
Programa Hidráulico

Pozo: Escuela Equipo: PM-000
Bomba de lodo 1 Bomba de lodo 2
Camisa: 6 ½” ______
Carrera: 12” ______
Máx. presión: 3232 lb/pg
2
______
Máx. emb./min.:120 ______
Ef. vol.: 90% ______
Marca – Modelo: IDECO

T-1300 ______
Fluido de perforación.
Tipo: Base-agua
Densidad: 1.45 gr/cm
3

Viscosidad: 24 cps
Punto de cedencia: 10
Lb/100 pie
2

Sarta de perforación
Diámetros de: _____________
Tubería de perf.: 5”
T.P. extrapesada: 5” x 3”_____
Lastrabarrenas: 8” x 3”______
Barrena : 12”, tricónica______
Programa hidráulico de: 2100 m hasta: 3000 m Gasto:480 gal/min Presión de bomba:1890 lb/pg
2
Caída de presión en el sistema de
circulación:
Longitud Presión
Eq. Sup.: 45 m 28 lb/pg
2
T.P. : 2800 m 662 lb/pg
2
H.W. :110 m ________
D.C. : 90 m 261 lb/pg
2

Esp. anular: 3000 m 13 lb/pg
2

Total: 964 lb/pg
2

Barrena

Presión disponible:926 lb/pg
2
Toberas : 3T – 15/32”
Velocidad de chorro: ______
Índice de limpieza: ________
Área de toberas: 0.5261 pg
2

Velocidad anular: ________
Densidad equivalente de
Circulación:_____________

77. 4. Hidráulica 4.4 Aplicaciones

72



Tabla 4.1 Área de Toberas (pulg.)
2

DIÁMETRO EN
32 AVOS DE PULG.

UNA

DOS

TRES
7 0.0376 0.0752 0.1127
8 (1/4”) 0.0491 0.0982 0.1473
9 0.0621 0.1242 0.1864
10 0.0767 0.1534 0.2301
11 0.0928 0.1856 0.2784
12 (3/8”) 0.1104 0.2209 0.3313
13 0.1296 0.2592 0.3889
14 0.1503 0.3007 0.4510
15 0.1726 0.3451 0.5117
16 (1/2”) 0.1963 0.3927 0.5890
17 0.2216 0.4433 0.6649
18 0.2485 0.4970 0.7455
19 0.2769 0.5538 0.8307
20 (5/8”) 0.3068 0.6136 0.9204
21 0.3382 0.6765 1.0147
22 0.3712 0.7424 1.1137
23 0.4057 0.8115 1.2172
24 (3/4”) 0.4418 0.8836 1.3254
25 0.4794 0.9587 1.4381
26 0.5185 1.0370 1.5555
27 0.5591 1.1182 1.6774
28 (7/8”) 0.6013 1.2026 1.8040
29 0.6450 1.2900 1.9351
30 0.6903 1.3806 2.0709
31 0.7370 1.4741 2.2111
32 (1”) 0.7854 1.5708 2.3562

78. 73



















5. ANÁLISIS DE FUERZAS EN
HERRAMIENTAS Y TUBERÍAS

80. 5. Análisis de fuerzas en 5.1 Cálculo de la fuerza resultante
herramientas y tuberías.

75


5.1. CÁLCULO DE LA FUERZA RESULTANTE

Generalmente nuestros cálculos en el pozo se relacionan directamente con las
presiones y no con las fuerzas que pueden originar las presiones que actúan
sobre su área determinada. Si consideramos más de una presión que influye en
diferente sentidos y en diferentes áreas, entonces por lógica tendremos una fuerza
resultante de todas ellas, que en este caso es la que tomaremos en cuenta en las
operaciones del pozo, basándonos en un análisis de fuerza que nos proporcionará
su cuantificación y el sentido, ya sea hacia arriba o hacia abajo.

Para realizar un análisis de fuerzas en las condiciones de un pozo, se
procede de la siguiente forma:

1. Identificar las presiones y las diferentes áreas donde actúan cada una de
ellas.

2. Calcular las presiones y áreas identificadas.

3. Encontrar la fuerza en cada una de éstas partes o secciones con la fórmula:

Fuerza = Presión x Área.

Considerando las fuerzas positivas en sentido hacia arriba y negativas hacia
abajo.

4. Realizar una suma algebraica para encontrar la fuerza resultante, y de
acuerdo al signo del resultado será su sentido.

Con los ejemplos que expondremos en el siguiente tema, podrá verificar
con mayor claridad el procedimiento del análisis y sobre todo la importancia que
tiene éste tipo de cálculos.

81. 5. Análisis de fuerzas en 5.2 Análisis de fuerzas en empacador
herramientas y tuberías y en sellos (PBR/sellos Molyglass)

76


5.2 ANÁLISIS DE FUERZAS EN EMPACADOR Y EN SELLOS
(PBR/SELLOS MOLYGLASS)

Análisis de fuerzas en un empacador

Datos:

· T.R.- 6 5/8”, N-80, 28 lb/pie, D.I.- 5.791”.
· T.P. - 2 3/8”, J-55, 4.7 lb/pie, D.I.-1.995”.
· Profundidad media de los disparos – 2500 m.
· Nivel de fluido – 1240.0 m.
· Se pretende anclar el empacador a 2490.0 m
con 6,500 kg.
· Gradiente de presión de formación.- 0.090
kg/cm
2
/m

Operaciones.

1ro. Presiones en el pozo y área en donde
actúan, y fuerzas:
a) Presión hidrostática en el área
transversal entre T.R. y T.P.
b) Presión de formación en el área
transversal del empacador y T.P.
c) Peso para anclar (6,500 kg).

2do. Ph =
10
0.10.1250´
= 125.0 kg/cm
2

At = 0.7854 (5.791
2
– 2.375
2
)
At = 21.91 pg
2
= 141.35 cm
2

F = 125.0 kg/cm
2
x 141.35 cm
2
= 17,669
kg¯

Presión de formación esperada (Pf):

Pf = 0.090 kg/cm
2
/m x 2,500 m = 225
kg/cm
2
At = 0.7854 x (5.791
2
– 1.995
2
)
At = 23.212 pg
2
= 149.754 cm
2

F = 225 kg/cm
2
x 149.754 cm
2
= 33,695
kg­
Resultante = 33,695 kg – 17,669 kg – 6500 kg = 9,256.­
2 490.0 m
2500 m
1 240.0 m
Agua
2 700.0 m

82. 5. Análisis de fuerzas en 5.2 Análisis de fuerzas en empacador
herramientas y tuberías y en sellos (PBR/sellos Molyglass)

77


Observaciones: La fuerza resultante hacia arriba de 9256 kg originada por el
yacimiento tratará de desempacar la herramienta. Para este caso se puede aplicar
una de las siguientes opciones:

a) Utilizar un empacador permanente o semipermanente cuando no se pueda
represionar el espacio anular.

b) Utilizar un empacador de compresión ancla doble, para auxiliar al
empacador en su mecanismo hidráulico, producido por la diferencial de
presiones.

Análisis de fuerzas en sellos (PBR/ sellos Mollyglass)

En las operaciones de cementación de una tubería de revestimiento corta
(Liner), sabemos que en el aparejo o la sarta para colgar la T.R. corta, uno de sus
componentes es un mandril con elementos de sellos de teflón inerte,
convenientemente resistente para altas presiones y temperaturas en el fondo del
pozo, y de ácido sulfhídrico. Dichos sellos son alojados en un receptáculo pulido
interior (PBR), ésta herramienta se puede colocar inmediatamente arriba o abajo
del colgador, la cual proporciona un sello positivo durante las o peraciones de
cementación.

Para prevenir que dichos sellos sean expulsados de su alojamiento,
durante el bombeo de la lechada de cemento (Efecto del pistón), es necesario
calcular éste efecto para contrarrestarlo con peso sobre el colgador. A
continuación realizaremos un cálculo, como ejemplo, del efecto del pistón (Fig.
5.1)

Datos:

T.R.- 9 5/8”, P-110, 47 lb/pie a 3750.0 m
Liner programado – 7”, P-110, 35 lb/pie de 3600-5300 m- D.I.- 6.004”
Lechada de cemento – 1.89 gr/cm
3
Fluido de perforación – 1.60 gr/cm
3

Tubería de perforación – 4 ½” – 16.6 lb/pie
Diámetro de sellos Mollyglass, exterior – 6”, .D.I.- 2.812” (mandril)
Presión máxima a alcanzar – 2000 lb/pg
2

83. 5. Análisis de fuerzas en 5.2 Análisis de fuerzas en empacador
herramientas y tuberías y en sellos (PBR/sellos Molyglass)

78


Operaciones:

Área transversal con diámetros interiores del PBR y el
mandril.

At = 0.7854 x (6.00
2
– 2.812
2
)
At = 22.064 pg
2
F = 2000 lb/pg
2
x 22.064 pg
2

F = 44,128.0 lb = 20,034 Kg ­

Resultado:

La fuerza del pistón es hacia arriba de 20 tons.

























Figura 5.1

84. 5.3 Análisis de fuerzas en 5.3 Fuerza resultante con presión
herramientas y tuberías de formación en el pozo

79


5.3 FUERZA RESULTANTE CON PRESIÓN DE FORMACI ÓN EN EL
POZO

Cuando se presenta una presión en el pozo (Brote), ésta presión influye en la
parte inferior de la sarta con que se esté realizando la operación, en un área
determinada, ocasionando una fuerza ascendente en la tubería, en donde dicha
fuerza puede ser mayor que el peso de la sarta de perforación en el pozo,
pudiendo llegar a expulsar la sarta fuera del pozo. Generalmente sucede este tipo
de problema cuando estamos a poca profundidad o en l os viajes, en donde
podemos tener poco peso, sin embargo, se puede presentar el caso en donde la
presión de formación sea demasiada alta y ocasionar una fuerza ascendente alta.

A continuación expondremos un cálculo de la fuerza ascendente para que
tenga una mayor comprensión de dicha fuerza y tomar las medidas de seguridad
cuando se presente dicho problema. Dos conocimientos básicos pueden obtener
de estos conceptos técnicos.

· Cerrar el preventor de arietes de tal forma que tengamos cerca una junta
de la parte inferior del rams y poder utilizarla como un tope en caso que la
fuerza ascendente sea demasiado alta.

· En caso de que el peso de la sarta sea mayor que la fuerza ascendente y
se tenga que meter tubería a pozo cerrado, con el preventor anular esférico,
nos aprovechamos del peso de la sarta para efectuar un Stripping.

85. 5.3 Análisis de fuerzas en 5.3 Fuerza resultante con presión
herramientas y tuberías de formación en el pozo

80




Figura 5.2

86. 5. Análisis de fuerzas en 5.4 Aplicaciones
herramientas y tuberías.

81


5.4 APLICACIONES

· Con la siguiente información del pozo, encontrar l a fuerza ascendente y
compararla con el peso de la sarta de perforación. Suponiendo que al estar
perforando se detectó un brote y se realizo el procedimiento de cierre del
pozo.

T. P. – 5” – 29.05 Kg/m, T. R. – 13 3/8” – 2020.0 m.
H. W. – 5” – 110.0 m, 74.50 Kg/m.
Lastrabarrenas – 8” x 3” – 219.03 Kg/m, 96.0 m.
Barrena – 12”.
Fluido de perforación – 1.48 gr/cm
3
.
Profundidad del brote – 2850.0 m.
Presión en T. P. - 20 Kg /cm
2
.
Presión en T.R.- 35 Kg/cm
2
Presión de formación – 442.0 Kg/cm
2
.
Peso de la sarta de perforación – 86 tons.

Operaciones:

Para considerar un cálculo en forma rápida y práctica, suponemos que la fuerza
más importante es la ejercida por la presión del yacimiento, contra el área de la
tubería donde está cerrado el preventor.

Área = 0.7854 x 5
2
= 19.635 pg
2
= 126.68 cm
2
.

Fuerza ascendente = 20 Kg/cm
2
x 126.68 cm
2
=2,534.0 kg.
Aproximadamente 2.5 ton hacia arriba y con un peso hacia abajo de 86 tons.

· Encontrar la carga en el gancho para desconectar o liberar la T. P. de 2 7/8”
del empacador (Fig. 5.3).

Datos:

Profundidad del empacador – 2899.0 m.
T. P: - 2 7/8”, 9.685 Kg/m; D. I. – 2441”.
Orificio del empacador – 2.69”.
Aceite en el espacio anular de 0.825 gr/cm
3
.
Agua salada en la tubería de 1.15 gr/cm
3
.

Nota: Hacer comentarios en el aula del porqué el uso de la presión de la T.P.
para el cálculo.

87. 5. Análisis de fuerzas en 5.4 Aplicaciones
herramientas y tuberías.

82


Operaciones:

a) Presión y área transversal en el espacio anular.

Ph =
2
/0.239
10
2899825.0
cmkg
x
=

At = 0.7854 x (2.875
2
– 2.69
2
).

At = 0.808 pg
2
= 5.21cm
2
.

F = 239.0 Kg/cm
2
x 5.21 cm
2
= 1,245.0 Kg­.

b) Presión y área transversal en T. P.

Ph =
2
/0.333
10
289915.1
cmkg
x
=

At = 0.7854 x (2.69
2
– 2.441
2
).

At = 1.004 pg
2
= 6.477 cm
2
.

F = 333.0 Kg/ cm
2
x 6.477 cm
2
= 2,157.0 Kg. ­

c) peso de la sarta de T. P.

Peso = 9.685 Kg/m x 2899 m = 28,077.0 Kg ¯

Resultante:
+/ 245.0 Kg + 2,157.0Kg – 28,077.0 Kg = - 24,675 Kg ¯

Carga en el gancho para alcanzar un punto neutral en el
empacador
24, 675 Kg»24.7 tons.
Figura 5.3
Nota: Identifique con una flecha el área de los cálculos del inciso a y b,
anotando en sus observaciones, el porqué del sentido de estas fuerzas
hacia arriba.
Aceite Aceite
Agua salada

88. 83




















6. DISEÑO DE SARTA DE
PERFORACIÓN

90. 6. Diseño de sarta de perforación 6.1 Propiedades de los materiales

85




6.1 PROPIEDADES DE LOS MATERIALES

Sabemos bien que los materiales u objetos supuestamente son rígidos y
totalmente sólidos. Sin embargo, hemos comprobado que los cables y tuberías
pueden alargarse o romperse, que los elastómeros se comprimen y algunos
pernos se rompen, etc. Por lo tanto, es necesario estudiar las propiedades
mecánicas de la materia, para tener una comprensión más completa de éstos
efectos, por lo que a continuación expondremos y analizaremos algunos
conceptos básicos de dichas propiedades.

Límite elástico y punto de cedencia

Se define como cuerpo elástico, a aquel que recobra su tamaño y su forma original
después de actuar sobre él una fuerza deformante. Es conveniente establecer
relaciones de causa y efecto entre la deformación y las fuerzas deformantes para
todos los cuerpos elásticos.

Robert Hooke fue el primero en establecer esta relación por medio de la
invención de un volante de resorte para reloj. En términos generales, Hooke
descubrió que cuando una fuerza (F) actúa sobre un resorte produce en él un
alargamiento (s) que es directamente proporcional a la magnitud de la fuerza, este
concepto lo representamos con la siguiente figura:

















Figura 6.1

1 cm
2 kg
4 kg
2 cm
6 kg
3 cm
L

91. 6. Diseño de sarta de perforación 6.1 Propiedades de los materiales

86




La ley de Hooke se representa en forma matemática como:

F = k s

Donde:

F = Fuerza aplicada
s = alargamiento
K = Constante de proporcionalidad (varía de acuerdo con el tipo de material)

En el experimento anterior (figura 6.1), podemos calcular la constante de
proporcionalidad, que en éste caso se le denomina constante del resorte:

K =
s
F
=
cm
Kg
1
2
=
cm
kg
2
4
=
cm
kg
3
6
= 2 kg / cm

Lo anterior n os indica que por cada 2 kg de fuerza, el resorte sufre un
alargamiento de 1 cm. La ley de Hooke no se limita al caso de los resortes en
espiral; de hecho, se aplica a la deformación de todos los cuerpos elásticos. Para
que la ley se pueda aplicar de un modo más general, es conveniente definir los
términos esfuerzo y deformación. El esfuerzo se refiere a la causa de una
deformación elástica, mientras que la deformación, se refiere a su efecto, en otras
palabras, a la deformación en sí misma.

En la figura 6.2 se muestran tres tipos comunes de esfuerzos y sus
correspondientes deformaciones, a saber:

· Esfuerzo de tensión. - Se presenta cuando las fuerzas iguales y opuestas
se apartan entre sí.

· Esfuerzo de compresión.- Las fuerzas son iguales y opuestas y se acercan
entre sí.

· Esfuerzo cortante.- Ocurre cuando las fuerzas iguales y opuestas no tienen
la misma línea de acción.

La eficacia de cualquier fuerza que produce un esfuerzo depende en gran
medida del área sobre la que se distribuye la fuerza. Por tal razón se proporciona
una definición más completa de esfuerzo y de formación:

· Esfuerzo.- Es la razón de una fuerza aplicada entre el área sobre la que
actúa (kg/cm
2
, lb/pg
2
, Nw/m
2
, etc.)

92. 6. Diseño de sarta de perforación 6.1 Propiedades de los materiales

87




· Deformación.- Es el cambio relativo en las dimensiones o en la forma de un
cuerpo, como resultado de la aplicación de un esfuerzo.

F
F
W
W=Peso o carga
W
F
F
F
F
F
FF F
F

Figura 6.2

En el caso de un esfuerzo de tensión o de compresión, la deformación
puede considerarse como un cambio en la longitud por unidad de longitud. Un
esfuerzo cortante, por otra parte, puede alterar únicamente la forma de un cuerpo
sin cambiar sus dimensiones. Generalmente el esfuerzo cortante se mide en
términos de un desplazamiento angular.

Teniendo como base los conceptos anteriores, podemos definir el límite
elástico como el esfuerzo máximo que puede sufrir un cuerpo sin que la
deformación sea permanente. Por ejemplo si a un cable de acero se le
proporciona un esfuerzo mayor que su límite elástico, esto no significa que el
cable se romperá en ese punto, sino únicamente que el cable de acero no
recuperará su tamaño original. Asimismo, podemos decir que el punto de
cedencia o fluencia es el valor que se alcanza de un esfuerzo, mayor del límite
elástico, al cual el material continúa deformándose sin que haya incremento de la
carga.

93. 6. Diseño de sarta de perforación 6.1 Propiedades de los materiales

88




El mayor esfuerzo al que se puede someter un cable de acero sin que se
rompa, se le denomina límite de rotura. De acuerdo al experimento de R. Hooke y
los conceptos estudiados de esfuerzo, deformación y límite elástica. La ley de
Hooke establece:








Ductilidad y módulo de elasticidad

Los metales, que es nuestro estudio, tienen otras propiedades importantes,
además de las anteriormente descritas, como:

· Dureza.- Resistencia del metal a la penetración o la deformación.

· Ductilidad.- Capacidad del metal para deformarse plásticamente sin
fracturarse, medida por elongación o reducción de área en
una prueba tensil.

· Maleabilidad.- Característica de los metales que permite una deformación
plástica en compresión sin rotura.

Es preciso conocer todas estas propiedades antes de elegir metales para
aplicaciones específicas. El módulo de elasticidad (longitudinal), se puede definir
como la medida de rigidez de un metal, o en otras palabras, como la razón del
esfuerzo, dentro del límite proporcional, a una deformación correspondiente.
También se le puede denominar como módulo de Young y se expresa con la
siguiente ecuación:

Módulo de Young =
allongitudinndeformació
allongitudinesfuerzo

Esfuerzo =
A
F

Deformación longitudinal =
originallongitud
elongación
=
l
lD





Siempre que no se exceda el límite elástico, una deformación elástica es
directamente proporcional a la magnitud de la fuerza aplicada por unidad de
área (esfuerzo).

94. 6. Diseño de sarta de perforación 6.1 Propiedades de los materiales

89




Ecuación resultante:

Módulo de Young = Y =
lL
AF
/
/
D
=
LA
lF
D´
´


Y =
LA
lF
D´
´


Las unidades d el módulo de Young son las mismas que las unidades de
esfuerzo: kg/cm
2
, lb/pg
2
, etc. Teniendo presente que la deformación longitudinal es
una cantidad que no tiene unidades (adimensional).

Adquirido el conocimiento de los conceptos básicos de las propiedades
mecánicas de la materia y de la ley de Hooke, a continuación se representan en la
gráfica de esfuerzo-deformación para el acero, para una mayor compresión de los
mismos.

OX = Deformación permanente especificada
* A partir de éste punto ocurre la primera deformación permanente.
Para la mayoría de los materiales estructurales, el límite elástico
tiene casi el mismo valor numérico que el límite de proporcionalidad.
0
X
Esfuerzo
Etapa elástica
Etapa de plasticidad
Resistencia límite
(Resistencia a la ruptura)
Límite de fluencia o cedencia
Límite de proporcionalidad *
Deforrnación unitaria

Gráfica 6.1 Esfuerzo-deformación para el acero

95. 6. Diseño de sarta de perforación 6.1 Propiedades de los materiales

90




Pruebas de dureza

Las propiedades mecánicas de los materiales se determinan por medio de
pruebas en el laboratorio, el material estructural, como en el caso del acero, se
somete a una serie de exámenes en los que se obtiene su resistencia. La prueba
de dureza puede medirse por varias pruebas como Brinell, Rockwell o
microdureza. Una forma práctica para probar la dureza del material puede ser con
una lima de dureza estandarizada, suponiendo que un material que no puede ser
cortado por la lima es tan duro como la lima o más que ella, en donde se utilizan
limas que abarcan gran variedad de durezas.

En la siguiente tabla se muestran valores estimados de la dureza de
algunas tuberías:
Tabla 6.1
Dureza

Grado
Resistencia a la
cedencia (lb/pg
2
)
Brinell Rockwell-C
Tubería de Perforación
E 75,000 220-260 19-27
X-95 95,000 240-290 22-30
G (X-105) 105,000 250-310 24-32
Tubería de Producción
N-80 80,000 20-31
P-110 110,000 24-34
Tubería de revestimiento
N-80 80,000 18-31
P-110 110,000 24-34
V-150 150,000 36-43


Pruebas no destructivas

Una prueba no destructiva es el examen de un objeto efectuado en cualquier
forma que no impida su utilidad futura. Aunque en la mayoría de los casos, las
pruebas no destructivas no dan una medición directa de las propiedades
mecánicas, son muy valiosas para localizar defectos en los materiales que podrían
afectar el funcionamiento de una pieza en una máquina cuando entra en servicio o
que se tenga una falla en su resistencia si forma parte de una estructura, etc.

Una inspección no destructiva, es la aplicación de métodos que no
destruyen la pieza para determinar su conveniencia de uso. Dichos métodos
pueden ser por partículas magnéticas, por penetración de un trazador (líquidos
penetrantes) etc. La inspección más económica y práctica en el campo en las
operaciones de perforación y mantenimiento de pozos es la inspección por

96. 6. Diseño de sarta de perforación 6.1 Propiedades de los materiales

91




penetración de un trazador, método que consiste en determinar la existencia y
extensión de discontinuidades (fracturas) que están abiertas a la superficie en la
pieza que se inspecciona, las indicaciones, se hacen visibles a través del empleo
de un tinte o agente químico fluorescente en el líquido utilizado como medio de
inspección.

El trazador es un líquido con baja tensión superficial que fluye dentro de
las aberturas superficiales de la pieza que se inspecciona con tinte o agente
químico, para hacerlo visible más fácilmente en condiciones normales de
iluminación.

97. 6. Diseño de Sarta de Perforación 6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales

92



6.2 ELIPSE DE ESFUERZOS BIAXIALES

Un modelo simplificado a partir de la teoría de la distorsión máxima de
deformación y trabajando en dos dimensiones fue desarrollado por Nadia y
aceptada por el API para representar la resistencia al colapso y el estallamiento de
las tuberías sujetas a un esfuerzo axial variable (diferente de 0). El modelo
considera la acción de los esfuerzos axiales y tangenciales mayores a los radiales.
Su forma matemática es la siguiente:


Ae
s= [1- 0.75 (
A
s/
ys)
2
-0.5
A
s
Y
s] /
ys

Donde:

sAe = Esfuerzo axial equivalente (psi)

Y
s= Cedencia (psi)
sA = Esfuerzo axial (psi)

Su aplicación ha sido orientada más a la representación del colapso bajo
la carga axial variable. Y se utiliza asignando en las ecuaciones de colapso una
cedencia equivalente calculada a partir de la ecuación anterior.

La gráfica biaxial presentada en la gráfica 6.2 muestra el comportamiento
de disminución de la resistencia al colapso para tuberías sujetas a un esfuerzo
axial mayor a cero (tensión en cuarto cuadrante), situación que cambia en
esfuerzos axiales menores a cero (compresión tercer cuadrante). El resultado de
esta predicción de pérdida o ganancia de resistencia ha estado sujeta a
controversia, en virtud de no contar con pruebas exhaustivas que corroboren lo
anterior. Se considera que un solo +10% en resistencia se puede obtener bajo
compresión. Y por tensión puede considerarse una pérdida total en resistencia.

98. 6. Diseño de Sarta de Perforación 6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales

93




Gráfica 6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales

99. 6. Diseño de sarta de perforación 6.3 Análisis de esfuerzos a que se someten
las tuberías por tensión, colapso y
torsión

94


6.3 ANÁLISIS DE ESFUERZOS A QUE SOMETEN LAS TUBERÍAS POR
TENSIÓN, COLAPSO Y TORSIÓN.

El Instituto Americano del Petróleo (API) tiene establecido que para el diseño de
sartas de trabajo sean considerados los tres esfuerzos principales a que son
sometidas:

a. Por Tensión
b. Por Colapso
c. Por Torsión

Es importante señalar que para el diseño se aplicará el método gráfico, el
cual está basado en ecuaciones matemáticas que serán expuestas en el tema 6.4.

A continuación se detallan cada uno de los esfuerzos, exponiéndose
inicialmente algunos conceptos generales.

a. Tensión

Una sarta de trabajo al estar suspendida verticalmente, sufrirá un esfuerzo axial
llamado tensión, producto de su propio peso. Cada junta debe soportar el peso de
la sarta suspendida en ella.

El valor de este esfuerzo varía de cero en el punto neutro hasta un
máximo en el punto de apoyo, es decir en la superficie.

Si la tubería estuviera suspendida en el aire soportaría todo su peso
muerto. Si está sumergida en el fluido, disminuye su peso por efecto del empuje
del empuje en función de la densidad del fluido; cambiando los esfuerzos de
tensión a compresión a partir del punto neutro, como se aprecia en la figura 6.3

100. 6. Diseño de sarta de perforación 6.3 Análisis de esfuerzos a que se someten
las tuberías por tensión, colapso y
torsión

95



Figura 6.3 esfuerzos a la tensión
b. Colapso

Este esfuerzo se debe principalmente al afecto de la presión exterior que ejerce la
columna hidrostática de los fluidos de perforación o de control en los pozos. La
magnitud de la presión depende de la densidad del fluido. El colapso o
aplastamiento también puede ocurrir al aplicar una presión externa que sumada
con la presión hidrostática, incrementa la presión externa.

El valor de la presión exterior aumenta en función de la profundidad y su
valor máximo estará en el extremo inferior de la sarta de tubería, como se aprecia
en la figura 6.4.

101. 6. Diseño de sarta de perforación 6.3 Análisis de esfuerzos a que se someten
las tuberías por tensión, colapso y
torsión

96



Figura 6.4 Esfuerzos al colapso

Cuando un tubo está sometido a una presión exterior uniforme, el metal
está sujeto a esfuerzos de compresión, al aumentar la presión en condiciones de
equilibrio, se contraerá uniformemente como cualquier cuerpo elástico, hasta una
presión crítica donde el tubo es inestable y ocurre la falla plástica o colapso.

El diseño de colapso por tensión consiste en determinar la reducción en la
capacidad de la tubería para resistir presión externa como resultado de la tensión
aplicada. Esto debe efectuarse en los extremos de cada sección d e tubería
diseñada previamente por tensión, de acuerdo a las siguientes deducciones:

· Al tensionar una tubería se incrementa la capacidad a la presión interna.

· Al tensionar una tubería, disminuye la capacidad de resistencia al colapso.

102. 6. Diseño de sarta de perforación 6.3 Análisis de esfuerzos a que se someten
las tuberías por tensión, colapso y
torsión

97


· Al comprimir una tubería, disminuye la capacidad de resistencia a la presión
interna.

· Al comprimir una tubería, aumenta la capacidad de resistencia al colapso.

Con estos conceptos fue elaborada la gráfica de Elipse de esfuerzos
biaxiales. (Gráfica 6.1)

El procedimiento para calcular el colapso por tensión es el siguiente:

1. Contando con el peso en los extremos de cada una de las secciones
diseñadas, se procede a calcular la constante adimensional (r) en los
extremos de cada sección, definida con la siguiente expresión.

PCPxAx
MKaplicadatensión
r
t
op
b
454.0
+´
=
Donde:

r = Constante adimensional

Tensión aplicada = Tensión originada por el peso de la tubería en el aire. En Kg.

Mop = Margen para tensionar, en Kg.

At = Área transversal del tubo, en pg
2

Kb = Factor de flotación
___
PCP = Punto de cedencia promedio, en lb/pg
2
(Tabla 6.2)

El punto de cedencia promedio )(PCP, es la media aritmética de la mínima
y máxima resistencia cedente, para cada calidad de acero, como se aprecia en la
siguiente tabla:
Tabla 6.2
RESISTENCIA A LA CEDENCIA
GRADO PCP
lb./pg
2
PC min.
lb./pg
2

PC máx.
lb./pg
2
E 85000 75000 95000
X 11000 95000 125000
G 120000 105000 135000
S-135 145000 135000 155000

103. 6. Diseño de sarta de perforación 6.3 Análisis de esfuerzos a que se someten
las tuberías por tensión, colapso y
torsión

98


2. Con el valor de r se entra a la Elipse de Esfuerzos sobre el eje de tensión
encontrando un punto. Se baja una vertical hasta intersectar la curva,
obteniendo el por ciento de resistencias al colapso (Z) que tiene la tubería
cuando se tiene sometida a una cierta tensión.

Este valor encontrado se multiplica por al valor del colapso dado en tablas y
se obtiene el valor al colapso en el punto deseado (Rcbt)

3. Este valor se compara con la presión que ejerce el fluido en ese punto. Si
es menor, la tubería de trabajo no es recomendable por presión externa.
Por lo tanto, se tendrá que acudir al siguiente grado de tubería y volver a
hacer el diseño por colapso.
Hasta que los valores de presión sean cercanos o iguales, nuestra sarta
estará en condiciones favorables por colapso.


c. Torsión

La cantidad de e sfuerzo por torsión que resiste una tubería bajo tensión
debe calcularse en cada cambio de grado, diámetro y peso de tubería. El valor
mínimo que resulte en cualquiera de los puntos analizados será la condición de
frontera en operaciones reales de campo.

En el caso de herramientas que se operan con torsión como es el de
algunas herramientas de percusión, el valor de torsión obtenido por diseño deberá
ser superior a la torsión necesaria, de lo contrario deberá cambiarse el diseño de
la sarta.

Se debe de tomar en cuenta, al trabajar con las tuberías, que a medida
que aumente la tensión el esfuerzo de torsión disminuye.

104. 6. Diseño de sarta de perforación 6.4 Diseño de una sarta de perforación
por tensión y por esfuerzo biaxial

99


6.4 DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN POR TENSIÓN Y POR
ESFUERZO BIAXIAL

El término “diseño” significa definir o establecer las especificaciones particulares
para realizar una obra o producto, es decir, definir las dimensiones específicas de
los insumos que se ocupan en la creación o construcción para lograr el objetivo.
Por otro lado, el término “sartas de tuberías”, se hace extensivo para las tuberías
de perforación, de revestimiento y producción. Por lo tanto, el término “diseño de
sartas de tuberías” debe entenderse como un proceso para determinar las
especificaciones que deben tener los materiales utilizados como sartas de tuberías
(tubos y conexiones), con la premisa de seleccionar la (s) que más convenga (n) a
partir de especificaciones preestablecidas, para una aplicación en particular en un
pozo.

En el ámbito de la Ingeniería de Perforación, el término “diseño de
tuberías” generalmente es aplicado, como sinónimo de “diseño de sartas de
tuberías”. Con base en éstos conceptos y de acuerdo a sus componentes, el
diseño de una sarta de perforación” se puede dividir en las siguientes partes:

· Diseño de tuberías.

· Diseño de aparejo de fondo y longitud de lastrabarrenas.

· Selección de la barrena para perforar.

En el manual para Perforador, se han estudiado los diferentes aparejos o
juegos de fondo y el concepto del punto neutro. En el caso de la selección de la
barrena para perforar, se tratará en el tema 10.1; por lo tanto, nos enfocaremos
únicamente al diseño de tuberías y al cálculo de la longitud de lastrabarrenas, para
éste último concepto aplicaremos el método de flotación de Lubinski, que
establece, que el peso mínimo de lastrabarrenas en el lodo, debe ser mayor que el
peso aplicado sobre la barrena. De ésta manera se asegura que la tendencia al
pandeo permanezca en los lastrabarrenas. Lubinski define el punto neutro en una
sarta de perforación “cuando el peso flotado de la porción de una sarta de
perforación debajo del punto neutro es igual al peso sobre la barrena”. Este punto
neutro, no es el mismo que el punto en el cual no existen ni tensión ni compresión.

En el diseño de tubería se determina la resistencia de las d iferentes
tuberías que forman nuestra sarta. La resistencia de un tubo se puede definir
como una reacción natural que opone el material ante la imposición de una carga,
a fin de evitar o alcanzar los niveles de una falla.

105. 6. Diseño de sarta de perforación 6.4 Diseño de una sarta de perforación
por tensión y por esfuerzo biaxial

100


El término “falla” se entiende como sinónimo de “fractura”, sin embargo, en
el estudio de la mecánica de materiales éste no es el significado usual del término.
Se dice que ocurre una falla cuando una cosa u objeto deja de realizar
satisfactoriamente la función para l a cual estaba destinada. En el caso de las
tuberías en un pozo, si éstas alcanzan cualquier nivel de deformación se debe
entender la situación como una condición de falla.

Por lo tanto, la capacidad de resistencia de una tubería se define como
aquella aptitud o condición que ofrece una tubería para reaccionar y evitar
cualquier tipo de falla o deformación, ante la acción combinada de cargas ( de
presión, axiales, ambientales y mecánicas).

Las principales fallas de las tuberías son básicamente: colapso, tensión,
estallamiento y corrosión. El tratamiento de cada una de las fallas simplifica el
estudio y análisis del comportamiento de la resistencia en los materiales.

Los métodos a estudiar para el diseño de la tubería de perforación los
haremos con base en las siguientes cargas o esfuerzos:

· Tensión.- Es una condición mecánica (tensionada) de una tubería que puede
ocasionar la falla o fractura de la misma. Se origina por la acción de cargas
axiales que actúan perpendicularmente sobre el área de la sección
transversal del cuerpo del tubo.

· Esfuerzo biaxial Tensión / presión interna (estallamiento).
Tensión/presión al colapso.

106. 6. Diseño de sarta de perforación 6.5 Recomendaciones para el cuidado e
inspección de la tubería de perforación

101


6.5 RECOMENDACIONES PARA EL CUIDADO E INSPECCIÓN DE LA
TUBERÍA DE PERFORACIÓN

Para aumentar la vida útil de la tubería de perforación se recomienda lo siguiente:

· Llevar el control de las revisiones hechas por inspección tubular de las
tuberías de perforación y lastrabarrenas, con la finalidad de tener
conocimientos de las condiciones de la sarta de perforación.

· El daño que frecuentemente ocurre en las roscas de los tubos de
perforación se debe a juntas con fugas, maltrato, desgaste de las roscas y
cajas hinchadas por efecto del desgaste del diámetro exterior. Por lo que es
necesario inspeccionar la tubería en cuanto se tengan señales de
conexiones flojas y otros defectos.

· Consultar las tablas para el apriete de la tubería, para aplicar la debida
torsión de enrosque (Fig. 6.5). Al realizar el apriete, el tirón de la llave debe
ser parejo y no a sacudidas.




La falta de apriete quiere decir que hay muy poca compresión en el hombro de la junta. Al girar la
tubería, el hombro se abre en la parte donde se sufre la tensión permitiendo que entre el fluido de
perforación, observándose al desconectar que el piñón está seco y un área alrededor del sello tiene un
color gris opaco.
Figura 6.5

107. 6. Diseño de sarta de perforación 6.5 Recomendaciones para el cuidado e
inspección de la tubería de perforación

102


· Los instrumentos de medida de apriete, se deben revisar y calibrar
periódicamente.

· Para verificar que un piñón sufrió un estiramiento o que las roscas tienen
desgaste, aplicar un calibrador de perfil (Fig. 6.6).













Figura 6.6 El despeje entre los filos y el medidor (calibrador) de roscas indica que esta espiga ha sufrido
estiramiento

· Cuando se tenga tubería de poco espesor evitar un rompimiento de tubería
al tener un esfuerzo coaxial resultado de una combinación de tensión y
torsión.

· Verificar las condiciones de la tubería de perforación nueva y usada de
acuerdo a la codificación API (Fig. 6.7 y 6.8).

108. 6. Diseño de sarta de perforación 6.5 Recomendaciones para el cuidado e
inspección de la tubería de perforación

103












































Figura 6.7 Colores API para tubería de perforación nueva

109. 6. Diseño de sarta de perforación 6.5 Recomendaciones para el cuidado e
inspección de la tubería de perforación

104













































Figura 6.8 Colores API para tubería de perforación usada

110. 6. Diseño de sarta de perforación 6.5 Recomendaciones para el cuidado e
inspección de la tubería de perforación

105


· Verificar las condiciones de las cuñas y buje maestro. Se recomienda una
prueba de las cuñas cada tres meses o de acuerdo a las condiciones
observadas de las mismas, y cada vez que se ponga en servicio un buje
maestro nuevo o cuñas rotatorias nuevas.

A continuación describimos el procedimiento para la prueba de cuñas. (Cia
Varco)

1. Para obtener una prueba efectiva del agarre de las cuñas, asegúrese que la
carga del gancho sea de 45 toneladas o más.

2. Limpie una sección de tubería donde no existan marcas de insertos previos.

3. Envuelva papel impermeable y durable alrededor de la tubería.

4. Coloque cuidadosamente las cuñas rotatorias usadas, alrededor de la
sección de tubería envuelta en el papel, como lo indica la figura 6.9



Figura 6.9

111. 6. Diseño de sarta de perforación 6.5 Recomendaciones para el cuidado e
inspección de la tubería de perforación

106


5. aje las cuñas al buje maestro, con velocidad normal.

6. Teniendo las cuñas juntas por l as asas, levante la tubería y remueva
cuidadosamente las cuñas.

7. Remueva el papel y evalué las marcas, como lo indica la figura 6.10.
Figura 6.10
a. Si se indica contacto de inserto de 16-1/2 pulgadas completa, el buje
maestro y las cuñas están en buenas condiciones (no hay necesidad
de más análisis). Si no, continué con la operación del inciso b.

b. Realice nuevamente la prueba de cuñas con cuñas nuevas solamente.

1) Si resulta contacto de 16-1/2 pulgadas completa, descarte que las
cuñas están gastadas, aplastadas o deformadas.

2) Si el resultado indica contacto de inserto en la sección de arriba
solamente, reemplace el buje maestro.

Nota: cuando se ha determinado que las cuñas o el buje maestro presentan
desgaste, reemplácelo lo más pronto posible para evitar daños graves a la tubería.

112. 6. Diseño de sarta de perforación 6.6 Aplicaciones

107



6.6 APLICACIONES

· Una vez estudiadas las propiedades de los materiales, expuestas en el
tema 6.1, es de comprenderse que cuando se aplica una tensión a la
tubería, ésta la deforma, aumentando su longitud, por lo que se deberá
tener cuidado de no rebasar los limites elásticos, para que las
deformaciones en la tubería no sean permanentes. La elongación que sufre
la tubería, se puede calcular con la siguiente fórmula:

DL =
YxA
lxF
(Dentro de los limites elásticos)

Donde:

DL = Incremento de longitud ó elongación, en m.
F = Fuerza o tensión en kg.
l = Longitud original de la tubería, en m.
A = Área transversal del tubo, en cm
2
.
Y = Modulo de Young, en kg/cm
2
(2.11 x 10
6
kg/cm
2
para el acero).

Problema:

¿Cuál es la elongación que sufre una tubería si se tiene una sarta de perforación
con una longitud de 3000.0 m, al aplicarle una tensión de 20 tons. sobre su peso?

T.P. – 5” – 29.05 kg/m, D.I. – 4.276”

Operaciones:

A = 0.7854 x (5
2
– 4.276
2
) = 5.2746 pg
2
= 34.030 cm
2


lD =
6
1011.2030.34
3000000,20
xx
x
= 0.8356 m = 83.56 cm

En caso que se requiera calcular la longitud, conociendo la tensión y elongación
de la tubería, puede aplicar la formula:

L =
F
YxlxAD

113. 6. Diseño de sarta de perforación 6.6 Aplicaciones

108



Una de las aplicaciones de la formula anterior, es la de calcular el punto
libre, sin embargo, se tiene la deducción a partir de ésta en otra fórmula práctica
que se aplica en el campo, obteniendo los mismos resultados.

· Con la siguiente información del pozo, realizar un diseño de sarta para una
operación de molienda, por tensión y colapso.

Datos:

Diseño para 5800.0 m.
T.R. – 7 5/8” – 4,150.0 m.
T.R corta (Liner) – 5”, Longitud – 1700.0 m.
Boca del Liner – 4,100.0 m.
T.P.: 3 ½”, grados X-95 y G, 23.0950kg/m, Premium.
T.P.: 2 7/8” – Hydril, PH-6, P-105, 15.5 kg/m, Premium.
Lastrabarrenas: 3 ½” x 1 ½” – 40 kg/m.
Molino: 4 1/8”, máximo peso esperado 3 tons.
Fluido de control – 1.20 gr/cm
3
.
Factor de seguridad para lastrabarrenas – 20%.

Como seguridad dejar 100.0 m de T.P. -2 7/8”, arriba de la boca del Liner.

Margen para jalar – 30 tons.

Operaciones:

Diseño por tensión.- Dicho método está expuesto en el manual del perforador al
igual que su formulario.

· Longitud de lastrabarrenas.

Ff = 1 –
85.7
20.1
= 0.847

L =
40847.0
20.13000
´
´
= 106.25 m » 106.0 m (3,591 kg)

· Longitud de la primera sección de T.P. 2 7/8”
Checar la longitud de T.P de menor diámetro requerida.

114. 6. Diseño de sarta de perforación 6.6 Aplicaciones

109



5800.0 m - 4100.0 - 106.0 = 1594.0 m
1594.0 m + 100.0 m = 1694.0 m de T.P. - 2 7/8” Necesaria

L1 =
( )
m0.4467
33.16847.0
30000591,3379,95
=
´
+-


Se requieren solamente - 1,694.0 m (23,431.0 kg).

· Longitud de la segunda sección.
T.P. - 3 ½” - º X – 95

L2 =
( )
86.24847.0
000,30431,23591,3867,129
´
++-


L2 = 3459.5 m » 3460.0 m

106 + 1694 + 3460 = 5260 m. Es necesario complementar el diseño
con T.P. 3 1/3” - º G

· Longitud de la tercera sección.

L3 =
15.25847.0
867,129537,143
´
-
= 641.7 » 642.0 m

T.P. – 3 ½” - º G – requerida: 5800 – 5260 = 540.0 m (11.503 kg).

Nota: El cálculo de la segunda sección no se realizo por diferencia de resistencia,
por no utilizar la longitud total de T.P. de L1.

Diseño por colapso.

Calculadas las secciones de tuberías por tensión, se procede a calcular el valor
adimensional de “r”, que es la relación de tensión aplicada entre la resistencia a la
tensión real de la tubería, utilizando la siguiente ecuación:

r =
PCPxAtx
MpKbaplicadaTensión
454.0
)( +


Los valores de “r” que se calcularan, es para los extremos donde se hace el
enlace de las diferentes secciones de la tubería (Fig. 6.11).

115. 6. Diseño de sarta de perforación 6.6 Aplicaciones

110


























Figura 6.11 Estado
mecánico del pozo y localizaciones de "r"

r1 =
11
454.0
.
PCPxAx
Mpj
DC
P +
=
000,1208579.2454.0
000,30591,3
xx
+
= 0.2157 (21.57%)

r2 =
11
454.0
1....
.
PCPxAx
Mpj
PT
P
CD
P ++
=
000,1208579.2454.0
000,30431,23591,3
xx
++
= 0.3662 (36.62%)

r3 =
22
454.0
1....
.
PCPxAx
Mpj
PT
P
CD
P ++
=
000,110304.4454.0
000,30431,23591,3
xx
++
= 0.2652 (26.52%)

r4 =
22
454.0
2...1....
PCPxAx
Mpj
PT
P
PT
P
CD
P +++
=
000,110304.4454.0
000,30855,72431,23591,3
xx
+++
= 0.6042 (60.42%)

116. 6. Diseño de sarta de perforación 6.6 Aplicaciones

111



r5 =
33
454.0
2..1....
PCPxAx
Mpj
PT
P
PT
P
CD
P +++
=
000,120304.4454.0
000,30855,72431,23591,3
xx
+++
= 0.5539 (55.39%)

r6 =
33
454.0
.3..2..1....
PCPxAx
Mpj
PT
P
PT
P
PT
P
CD
P ++++
=
000,120304.4454.0
000,30503,11855,72431,23591,3
xx
++++
= 0.6029 (60.29%)

Teniendo los valores de “r” de un diseño por tensión, en la elipse de
esfuerzos biaxiales y en el cuadrante de tensión – colapso, en el eje horizontal se
localiza el valor de “r” de cada sección(Gráfica 6.1), se traza una línea vertical
hasta cortar la elipse en la parte inferior, posteriormente a partir del punto de
intersección se traza una línea horizontal hacia la derecha, donde determinamos el
porcentaje de la resistencia al colapso “z” para cada valor de “r”.

1 2 3* 4 5 6 7
r (%) z (%) Colapso
nominal
(Kg/cm
2
)
Colapso bajo
tensión
(Kg/cm
2
)
(2)x(3)
Profundidad
(m)
Presión
hidrostática
(Kg/ cm
2
)
Margen para
represionar
(4)-(6)
r1 = 21.57 86 1,138 979 5694 683 296
r2 = 36.62 74 1,138 842 4102 492 350
r3 = 26.52 84 1,046 879 4102 492 387
r4 = 60.42 56 1,046 586 540 65 521
r5 = 55.39 60 1,156 694 540 65 629
r6 = 60.29 56 1,156 647 0 0 647

*Presión al colapso al 70%

117. 6. Diseño de sarta de perforación 6.6 Aplicaciones

112



121.57%
Z=86° c
Aproximadamente

Gráfica 6.3

De los valores calculados y anotados en la tabla, se verifica que el punto
donde se puede ejercer menor presión por el espacio anular es a 5,694.0m, que le
corresponde a la T.P. de 2 7/8” - °P - 105.

Observaciones:

Se ha realizado el diseño por colapso, tomando como base los conceptos
de la elipse biaxial, la propiedad de la tubería que se reduce por tensión es la
presión al colapso, siendo entonces el punto débil a comparación de la presión
interna.

118. 113





















7. CEMENTACIONES

120. 7. Cementaciones 7.1 Propiedades API de las
tuberías de revestimiento

115


7.1 PROPIEDADES API DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

Las propiedades más importantes de la T.R son los valores promedios de tensión
y presiones interior y de colapso. La fuerza de tensión es resultado del peso propio
del conjunto de tubos suspendidos por debajo del punto de interés. La resistencia
a la cedencia del cuerpo del tubo es la fuerza de tensión que origina que el tubo
exceda el límite elástico o mínimo esfuerzo a la deformación (
P
s). Para l a
unión correspondiente a cada tubo se considera la que se conoce como junta o
cople.

El promedio de presión interior se calcula como la mínima presión interior
necesaria para ocasionar la ruptura del tubo en ausencia de presión exterior y
carga axial de tensión. El promedio de presión de colapso es la mínima presión
requerida para aplastar el tubo, en ausencia de presión interior y carga axial.

Las normas API aportan fórmulas con las que se calcula el
comportamiento de las tuberías de revestimiento.

A través de este tema se explicará cómo calcular la tensión, la presión
interior y la presión de colapso.

Tensión

La resistencia a la tensión del tubo se puede calcular empleando un diagrama
simplificado de cuerpos libres como el que se muestra a continuación:

Ften
FF 22
A
S

Figura 7.1 Diagrama de cuerpo libre

121. 7. Cementaciones 7.1 Propiedades API de las
tuberías de revestimiento

116


La fuerza Ften
,
tiende a jalar el tubo prescindiendo de la fuerza contraria F2
que aporta la conformación de las paredes del tubo; F2 esta dada por la ecuación
(1):

F2 =
ps x AS (1)

Donde:

AS =Área de la sección transversal del tubo.

La resistencia de tensión esta dada por la ecuación (2):

Ften =0.7854 x
ps x (d
2
n
- d
2
) (2)

El cálculo de la fuerza de tensión por la ecuación es la mínima fuerza para
producir una deformación dentro del mismo esfuerzo a la deformación (
ps) del
tubo, empleando para este cálculo hasta el mínimo de espesor de pared, que en
valor representa un 87.5 % del espesor nominal.

Las fórmulas siguientes consideran la fuerza requerida para provocar una
fractura en la junta con un mínimo de tensión (jalón); se recomienda emplear el
valor más bajo. La ecuación (3), se emplea para el cálculo del área de la rosca y
considera el último hilo roscado perfecto.

Ajp=0.7854 x [(dn- 0.1425)
2
–d
2
] (3)

Donde:

dn = Diámetro nominal del tubo.
d = Diámetro interior del tubo.

Para el cálculo de la fuerza de tensión que induce a la fractura se emplea
la ecuación (4):

Ften= 0.95 x Ajp x
ult
s (4)

Donde:

ult
s = Esfuerzo de deformación antes de alcanzar la ruptura.

122. 7. Cementaciones 7.1 Propiedades API de las
tuberías de revestimiento

117


El cálculo de la fuerza de tensión en la junta se conoce con la ecuación
(5):

Ften =0.95
jpA
t
L
ú
ú
ú
ú
û
ù
ê
ê
ê
ê
ë
é
+
+
+
-
nt
p
nt
ultn
dLdL
d
14.014.05.0
74.0
59.0
ss
(5)
Donde:

t
L=Longitud de la sección roscada de la junta.


Las ecuaciones anteriores son para rosca de 8 hilos redonda. Para rosca
buttress normal se consideran las ecuaciones (6) y (7). El área de la sección
transversal del cuerpo del tubo se calcula con la ecuación (6):

P
A= 0.7854 x ÷
ø
ö
ç
è
æ
-
22
dd
n
(6)

SC
A= 0.7854 x
( )
2
1
2
2 cc
dd- (7)


Donde:

P
A=Área de acero del cuerpo del tubo.

SC
AÁrea de la sección transversal del cople.

2c
d=Diámetro exterior del cople.

1c
d=Diámetro interior del cople en la raíz de la última cuerda perfecta.

La fuerza de tensión para falla de la rosca del tubo se calcula con la ecuación (8).

ten
f=0.95
ú
û
ù
ê
ë
é
-- )1(0396.0008.1
ult
p
ultpA
s
s
s (8)

123. 7. Cementaciones 7.1 Propiedades API de las
tuberías de revestimiento

118


La fuerza de tensión para falla de la rosca en el cople se calcula con la
ecuación (9):

Ften = 0.95 x Asc x
ult
s (9)

Para conexiones extreme-line (extremos planos o lisos) se consideran las
ecuaciones siguientes:

La fuerza de tensión para falla del tubo se calcula con la ecuación (10):

ten
f= 0.7854
ult
s ÷
ø
ö
ç
è
æ
-
22
dd
n
(10)

La fuerza de tensión para falla de la conexión, se conoce a través de la
ecuación (11):

ten
f=0.7854
ult
s ( )
22
2 bjdd- (11)

Donde:

2jd=Diámetro interior nominal de la conexión.
b
d= Diámetro exterior de la conexión (caja).

Estos diámetros se registran en la base de las últimas cuerdas perfectas.

La ecuación (12) se emplea para calcular la fuerza de tensión por falla del piñón.

ten
f= 0.7854
ult
s ( )
2
1
2
jpindd- (12)

Donde:

pind=Diámetro exterior de la sección critica de la conexión (piñón)
1jd=Diámetro interior nominal de la conexión (piñón).








IMPORTANTE

Del conjunto de fórmulas por utilizar en el diseño de
tuberías de revestimiento se recomienda emplear los
mínimos valores específicos.

124. 7. Cementaciones 7.1 Propiedades API de las
tuberías de revestimiento

119


Presión Interior

En el diagrama simplificado de cuerpo libre (figura 7.2) la tendencia de la fuerza F1
para reventar el tubo es vencida por la resistencia de las paredes del tubo, misma
que se representa por una fuerza F 2. F1 es el resultado de la presión (
br
p) que
actúa en el interior dentro del área proyectada ( Lds) y está dada por la ecuación
(13).

Por

Figura 7.2 Diagrama de cuerpo libre para presión interior

F1= qd
p
Ld
br
.
2
(13)

F2 es resultado de la resistencia del acero,
S
s actúa en el área (tl) y está
dada por la ecuación (14) y para condiciones estáticas por la ecuación (15).

F2=
2
qstLd
S
(14)

F1 -()02
2
=F (15)

Sustituyendo apropiadamente las ecuaciones para F 1 y F 2 y resolviendo
para la presión interior promedio
br
P, se obtiene la ecuación (16).

125. 7. Cementaciones 7.1 Propiedades API de las
tuberías de revestimiento

120


br
p=
s
s2
d
t
(16)

Esta ecuación sólo es válida para tubería de espesor d e pared delgado
con relación de valores dn/t, mayores de los que comúnmente se usan en las
tuberías de revestimiento.

La ecuación (17) de BARLOW se emplea en tubos de mayor espesor; es
similar a la ecuación (16), sólo que el diámetro exterior se identificará por dn,
usado en lugar del diámetro interior ( d). La ecuación de BARLOW no aporta una
rigurosa solución pero es conservadora en su resultado. El API se basa en la
ecuación de BARLOW afectando a la presión interior de un factor de 87.5% del
mínimo esfuerzo a la deformación (
ps) lo que definirá en estas condiciones un
mínimo de espesor de pared (t) disponible para cálculos.

=
br
P0.8752
n
p
d
t
s (17)

El API recomienda usar espesores de pared redondeados: a 0.001 pg. y el
resultado a valores de 10 lb/pg
2
.

Presión de colapso

El colapso en las tuberías se origina por la presión externa y es un fenómeno más
complejo que el originado por la presión interior.

El diagrama simplificado que se muestra en la figura 7.3 no aporta un
análisis a detalle como el de la presión interior; sin embargo, la teoría elástica en
dos dimensiones establece la relación de los esfuerzos radiales (
r
s) y
tangenciales (
t
s), que actúan en las paredes de la tubería, siendo función de
estos efectos, la presión exterior
e
p, la presión interior
i
p, el radio ( r),entre los
dos radios: interior
i
r y exterior
o
r. Las ecuaciones (18 y 19) solucionan el efecto
de los esfuerzos mencionados.

126. 7. Cementaciones 7.1 Propiedades API de las
tuberías de revestimiento

121



















Figura 7.3 Esfuerzo bidimensional en la pared del tubo


r
s=
( ) ( )
( )
222
22222
io
ioeoii
rrr
rrrprrrp
-
-+-
(18)

t
s=
( ) ( )
( )
222
222222
io
ioeo
i
i
rrr
rrrprrrp
-
--+
(19)

Analizando los efectos de presiones interior y exterior e n el esquema, el
esfuerzo será máximo en la dirección tangencial. Si se supone que la tubería se
sujeta sólo a la presión exterior
e
p; entonces, para
i
rr= la ecuación de los
esfuerzos tangenciales será:

( )
io
oe
t
rrt
rp
+
=
2
s (20)

El uso de la resistencia a la cedencia efectiva
S
spara la c ompresión
(
s
s-), se conforma en los términos de la ecuación (20), resultando la fórmula de
la presión de colapso promedio, ecuación (21).

()
()ú
ú
û
ù
ê
ê
ë
é -
=
2
/
1/
2
td
td
p
n
n
secr
s (21)

127. 7. Cementaciones 7.1 Propiedades API de las
tuberías de revestimiento

122


El colapso que acontece de acuerdo a la ecuación (21) se conoce con el
nombre de resistencia de c edencia al colapso (
se
s) y se ha demostrado que sólo
ocurre para aquellos valores dentro de rangos en la relacióntd
n
/, aplicables para
tuberías de revestimiento. El limite superior de resistencia de cedencia al colapso
(
se
s) se calcula con la ecuación (22) en función de td
n
/.

( ) ( )
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ
+
-+ú
û
ù
ê
ë
é
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ
++-
=÷
ø
ö
ç
è
æ
Se
Se
n
F
F
F
F
FF
t
d
s
s
3
2
1
5.0
3
2
2
1
2
282
(22)

Los valores de F1, F2 y F3 de esta ecuación están dados en la tabla 7.1.

Tabla 7.1 Coeficientes empíricos usados para la determinación de presión de colapso
Grado F1 F2 F3 F4 F5
H-40
-50
J-K55&D
-60
70
C-75&E
L-80 & N-80
C-90
C-95
-100
P-105
P-110
-120
-125
-130
-135
-140
-150
-155
-160
-170
-180
2.950
2.976
2.991
3.005
3.037
3.054
3.071
3.106
3.124
3.143
3.162
3.181
3.219
3.239
3.258
3.278
3.297
3.336
3.356
3.375
3.412
3.449
0.0465
0.0515
0.0541
0.0566
0.0617
0.0642
0.0667
0.0718
0.0743
0.0768
0.0794
0.0819
0.0870
0.0895
0.0920
0.0946
0.0971
0.1021
0.1047
0.1072
0.1123
0.1173
754
1,056
1,206
1,356
1,656
1,806
1,955
2,254
2,404
2,553
2,702
2,852
3,151
3,301
3,451
3,601
3,751
4,053
4,204
4,356
4,660
4,966
2.063
2.003
1.989
1.983
1.984
1.990
1.998
2.017
2.029
2.040
2.053
2.066
2.092
2.106
2.119
2.133
2.146
2.174
2.188
2.202
2.231
2.261
0.0325
0.0347
0.0360
0.0373
0.0403
0.0418
0.0434
0.0466
0.0482
0.0499
0.0515
0.0532
0.0565
0.0582
0.0599
0.0615
0.0632
0.0666
0.0683
0.0700
0.0734
0.0769
* Los grados designados sin letras no son grados API pero son grados iniciales considerados.

Los valores obtenidos con la ecuación (21) para cero esfuerzos axiales se
muestran en la tabla 7.2.

128. 7. Cementaciones 7.1 Propiedades API de las
tuberías de revestimiento

123


Tabla 7.2 Relación de dn/t para varias regiones de presión de colapso cuando el esfuerzo axial es cero
Grado Resistencia a la cedencia Plástico Transición Elástico
Colapso Colapso Colapso Colapso

La resistencia a la cedencia efectiva es igual al m ínimo esfuerzo a la
deformación cuando el esfuerzo axial es cero.

A altos valores de la relación d n/t el colapso ocurrirá con presiones
menores a las calculadas por la ecuación (21) debido a la inestabilidad de la
geometría del tubo. Aplicando la teoría de la estabilidad elástica se obtiene la
fórmula de colapso siguiente:

()
2
1
1
2
÷
ø
ö
ç
è
æ-
÷
ø
ö
ç
è
æ
-
=
t
d
t
d
E
p
nn
cr
m
(23)

Posterior al ajuste efectuado por variaciones estadísticas en las
propiedades de manufactura de la tubería se aplica la ecuación (24):



H-40
-50
J-K55&D
-60
70
C-75& E
L-80& N-80
C-90
C-95
-100
P-105
P-110
-120
-125
-130
-135
-140
-150
-155
-160
-170
-180

16.40
15.24
14.81
14.44
13.85
13.60
13.38
13.01
12.85
12.70
12 .57
12 .44
12.21
12.11
12.02
11.92
11.84
11.67
11.59
11.52
11.37
11.23

27.01
25.63
25.01
24.42
23.38
22.91
22.47
21.69
21.33
21.00
20.70
20.41
19.88
19.63
19.40
19.18
18.97
18.57
18.37
18.19
17.82
17.47

42.64
38.83
37.21
35.73
33.17
32.05
31.02
29.18
28.36
27.60
26.89
26.22
25.01
24.46
23.94
23.44
22.98
22.11
21.70
21.32
20.60
19.93

129. 7. Cementaciones 7.1 Propiedades API de las
tuberías de revestimiento

124


2
6
1
1095.46
÷
ø
ö
ç
è
æ-
÷
ø
ö
ç
è
æ
=
t
d
t
d
x
p
nn
cr
(24)

El valor de colapso que aproximadamente se obtiene con la ecuación (24)
se llama colapso elástico y el rango aplicable de valores recomendados por el API
para la relación de td
n
/ en dicho colapso se obtiene de la tabla 7.2, donde el
límite inferior del rango se calcula con la ecuación (25):

1
2
1
2
3
2
F
F
F
F
t
d
n
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ
+
= (25)

La tabla 7.1 aporta los valores de F 1 y F2, la etapa de transición entre la
resistencia de cedencia al colapso y el colapso elástico no está definida con
exactitud, pero cubre un rango significativo de valores de td
n
/. De la solución de
resultados experimentales en el API se tienen dos ecuaciones adicionales de
presión de colapso para cubrir la región de transición, con base en un promedio de
colapso plástico para valores de td
n
/ justo arriba de la resistencia de cedencia al
colapso que se determina con la ecuación (26):

( )
( )
523
41
FFF
FF
t
d
e
en
-+
-
=
s
s
(26)

Los valores de F 1, a F 5 se proporcionan en la tabla 7.1. La región de
colapso de transición situada entre el colapso plástico y el colapso elástico se
define con el empleo de la ecuación (27):

÷
÷
÷
÷
ø
ö
ç
ç
ç
ç
è
æ
-=
5
4
F
t
n
d
F
p
ecr
s (27)

130. 7. Cementaciones 7.2 Selección y esfuerzo que se consideran
en el diseño de tubería de revestimiento

125


7.2 SELECCIÓN Y ESFUERZOS QUE SE CONSIDERAN EN EL DISEÑO
DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

Selección de tubulares

Reconociendo la capacidad de resistencia de los tubulares y estableciendo las
diferentes condiciones de carga que pueden actuar sobre los mismos, es
indispensable seleccionar los materiales más propicios que cumplan con un
objetivo o premisa. En este apartado, se describirán algunos temas de interés que
sirven de apoyo para cumplir con la finalidad de proceder a la selección de los
materiales:

Premisa de selección

El primer compromiso de los elementos tubulares utilizados en un pozo es el de
mantener la suficiente capacidad de respuesta en resistencia ante la imposición de
cualquier tipo de carga. Sin embargo, en los tiempos actuales, debemos cumplir
con una preocupación por demás importante: el costo de los materiales
seleccionados. Por lo tanto, el aspecto técnico-económico queda en las siguientes
premisas que debemos observar para la selección apropiada de tubulares dentro
del marco del proceso de diseño a utilizar:

“Garantizar el desempeño mecánico de las tuberías para garantizar la seguridad e
integridad del pozo, observando el costo mas bajo”.

“La junta ideal es aquella que es 100% transparente al cuerpo del tubo”.

“La junta es gobernada por las propiedades del material y las leyes mecánicas”.

Factores de trabajo

Haremos referencia a la definición de los factores adimensionales que se utilizan
para establecer un margen de seguridad en la capacidad de resistencia de los
elementos tubulares. Además, s e presenta la definición de los factores que
permiten efectuar con p recisión los análisis del desempeño mecánico de una
tubería ante la imposición de las cargas actuantes en el pozo. Generalmente
estamos acostumbrados a tratar con el concepto de factor de diseño. Sin
embargo, este factor debe ser precedido por la definición formal del concepto de
seguridad.

131. 7. Cementaciones 7.2 Selección y esfuerzo que se consideran
en el diseño de tubería de revestimiento

126


Factor de Seguridad

Relación de la Resistencia a la Carga impuesta a una tubería en un punto
determinado de profundidad. Es el parámetro que permite reconocer la condición o
estado en el que trabaja la tubería. Es decir, en condiciones de seguridad
(valor> 1) o de inseguridad (valor <1). Esto es:

FS = Resistencia/Carga

Factor de trabajo

Es la representación gráfica del perfil de factores de seguridad vs profundidad.

()hFF
ST
=
Factor de diseño

Es el valor mínimo aceptable que debe cumplir el factor de seguridad para
considerar como aceptable el diseño propuesto de una tubería.

()min
SD
FF=
Factor de trabajo normalizado

Es el comportamiento gráfico del factor de trabajo dividido por el factor de diseño.
De esta forma se simplifica la representación gráfica de los perfiles de factores de
trabajo, debido a que la falla de una tubería se puede interpretar con un s olo
criterio. Los factores de trabajo normalizados se pueden analizar a partir del
criterio de una línea unitaria (F = 1). Los factores con valores menores a la unidad,
significan que la tubería no cumple con el factor de diseño.

D
T
TN
F
F
F=

Es necesario recalcar, que los factores de trabajo se presentan para cada una de
las medidas de resistencia de la tubería. Es decir, cuando se trabaja en la
resistencia al colapso, llamamos factor de trabajo al colapso. Mientras que la
resistencia a la tensión, se denominará factor de trabajo a la tensión, por
mencionar algunos. Por lo tanto, se aplica la definición para: colapso,
estallamiento, tensión y triaxial. Es importante mencionar que se requiere manejar
factores de trabajo tanto para la junta como para el cuerpo del tubo, sobre todo en
el aspecto de tensión y compresión.

132. 7. Cementaciones 7.2 Selección y esfuerzo que se consideran
en el diseño de tubería de revestimiento

127


A continuación se presenta la definición del factor de seguridad para cada
una de las condiciones de falla presentes en los tubulares:

Los factores de diseño que regularmente se utilizan actualmente en
Petróleos Mexicanos son los siguientes:

Factor de diseño al colapso: 1.15
Factor de diseño al entallamiento: 1.1
Factor de diseño a la tensión: 1.6
Factor de diseño triaxial: 1.25

La línea marcada como criterio de falla en l a gráfica 7.1 representa el
límite de resistencia de los tubulares. Por lo que, toda línea o punto que quede
representada a la izquierda de la línea unitaria, significará que la tubería esta
sujeta a cargas excesivas, interpretándose entonces como una condición de falla.
Mientras que las líneas de los factores de trabajo normalizado que queden
representados a la derecha de la línea unitaria, significará que la tubería o tuberías
están por encima de la carga impuesta. Este tipo de gráficas son las de mayor
valor interpretativo en el proceso de diseño, puesto que refleja el estado de
desempeño de las tuberías en toda la extensión de uso de las mismas.


Gráfica 7.1 Comportamiento de factores de trabajo

133. 7. Cementaciones 7.2 Selección y esfuerzo que se consideran
en el diseño de tubería de revestimiento

128


Métodos de selección

El objetivo principal del proceso de diseño de tuberías es seleccionar los
elementos tubulares que permitan garantizar la seguridad e integridad del pozo.
Por lo tanto, es necesario acudir a un método que, permita elegir aquellas tuberías
y juntas que cumplan con el objetivo. Podemos clasificar en dos métodos los
procedimientos de selección: los analíticos y los gráficos.

Métodos analíticos.- Los métodos analíticos han sobrevivido y están presentes en
un sin número de formas y alternativas de propuestas de selección. Los hay desde
esquemas simples de selección basados en aspectos geométricos, hasta como en
métodos de programación no-lineal de gran altura. Este tipo de métodos han
estado presentes y evolucionados como un intento por automatizar la selección de
los materiales. Sin embargo, debido a la situación práctica de operación de las
tuberías, se han relegado desde un punto de vista de ingeniería, sin ver las
bondades que traen consigo. Como por ejemplo, el caso de un método de
selección basado en programación no-lineal, que trae implícita la minimización de
los costos asociados al proceso de selección de materiales. O también, es el caso
de un método para l a selección de tuberías combinado con el costo mínimo y
basado en la teoría de combinaciones. Actualmente, existen métodos con
programación no-lineal, combinando la selección mediante la revisión del criterio
de falla del modelo triaxial y API, en el cual, se delimitan las condiciones de falla
de una tubería. Es decir, se dictamina inicialmente cuál es el criterio de falla a
seguir, para aplicar la técnica no-lineal de optimización. Y como estos existen
muchos casos más.

Métodos gráficos.- Los métodos de aplicación práctica nacen de la representación
gráfica de los dos factores de peso: resistencia y carga. Desde la aplicación del
método de Youngstone se ha combinado la selección de las tuberías con métodos
y procedimientos gráficos. El método gráfico por excelencia es el denominado
“Carga Máxima”, que como ya se dijo, se usa para evaluar las cargas actuantes en
una tubería. Es sin embargo, un método que propuso el seguimiento a la
representación gráfica de la relación carga-resistencia como el único medio para
seleccionar los materiales. Actualmente, el método de selección más práctico y en
uso es precisamente un método gráfico, cuyas bases son la selección de las
tuberías en base a la representación simultánea de las cargas Inician por presión y
eligen las tuberías en forma intuitiva para revisar las cargas axiales. Una vez
realizado lo anterior, se procede a mejorar la calidad del diseño, modificando la
profundidad de colocación o seleccionando o modificando otro tubular. Lo anterior
obedece a un procedimiento interactivo que hace necesario el uso de un programa
de computadora. Las gráficas 7.2 y 7.3 muestran un ensayo del diseño de tuberías
de revestimiento de un pozo. Diferentes variantes en modo y forma de seleccionar
los tubulares están presentes en los diferentes programas de cómputo que existen
comercialmente. Sin embargo, las bases son observar en todo momento la

134. 7. Cementaciones 7.2 Selección y esfuerzo que se consideran
en el diseño de tubería de revestimiento

129


relación resistencia-carga. Por un l ado, existen programas que cuentan con una
basta base de datos en la que mantienen la mayor parte de las especificaciones
tubulares, sobre todo para tuberías API. Esto sirve para el Ingeniero de
Perforación al evitar la aplicación de las formulaciones API para determinar la
capacidad de resistencia tubular. Mientras que otros, permiten la actualización de
las especificaciones tubulares para dar libertad de utilizar las especificaciones de
tuberías propietarias.



























Gráfica 7.2 Diseño por estallamiento

135. 7. Cementaciones 7.2 Selección y esfuerzo que se consideran
en el diseño de tubería de revestimiento

130


+
+
+
+
++
+
07500001500000
Carga
Resistencia
2250000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
MD (ft)
Carga Axial (lbf)
+
07500001500000
Carga
Resistencia
2250000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
MD (ft)
Carga Axial (lbf)

Gráfica 7.3 Diseño axial

Selección de juntas.

Los métodos de s elección mencionados, se fundamentan en la selección de
tuberías. Relegan a un segundo plano de revisión la selección de las juntas. Dada
la naturaleza más heterogénea de las juntas y prácticamente por la imposibilidad
actual de contar con una basta información de las especificaciones de las mismas,
el proceso de selección de juntas se traduce básicamente en dos aspectos:
revisión por carga axial, y revisión por costo. Es decir, se establece el grado de
carga axial actuante en las tuberías, y después se selecciona la junta cuya
magnitud de resistencia a la carga axial resulte la más económica Esta práctica es
común hoy en día. Sin embargo, partiendo de la selección de juntas, debemos
establecer un análisis mecánico para evaluar el desempeño de una junta para
definir su selección en un diseño tubular. Este tipo de análisis se realiza mediante
métodos denominados FEA (Finit element analisys) que son complicados de
aplicar para fines prácticos, pero que en la actualidad son el único medio para
medir el desempeño mecánico de una junta cuando esta sujeta a diferentes
situaciones de carga. Una alternativa por demás incipiente para iniciar el proceso
de selección de juntas se muestra en la figura 7.4 en la cual se presenta un
diagrama de flujo para elegir, de acuerdo a la nueva nomenclatura en uso de
juntas, el tipo de junta más recomendable.

136. 7. Cementaciones 7.2 Selección y esfuerzo que se consideran
en el diseño de tubería de revestimiento

131



Figura 7.4 Procedimiento de la selección de juntas

137. 7. Cementaciones 7.2 Selección y esfuerzo que se consideran
en el diseño de tubería de revestimiento

132


Revisión por corrosión.

Ante la problemática de las tuberías por el efecto corrosivo de contaminantes
como el H2S y el C02 es requerible que las tuberías seleccionadas dentro del
proceso de diseño se revisen por la acción de dichos contaminantes. El criterio de
selección que debemos aplicar y que está vigente es el recomendado por la
NACE. Bajo este criterio se determina qué grado de tubería es más recomendable
ante la acción o carga corrosiva del H2S, a las diferentes condiciones de presión y
temperatura. La figura 7.5 representa un diagrama de flujo de la recomendación
emitida por la norma NACE MR-0175-99. Es una forma más clara de entender y
aplicar la norma. Esta consideración debería aplicarse dentro del mismo proceso
de selección de tuberías puesto que se revisa la carga por presión y la acción de
temperatura sobre los tubulares.

Ante el ataque simultáneo de gases de H2S y C02 se recomiendan aceros
denominados “especiales”, dada la naturaleza anticorrosiva para lo cual f ueron
diseñados. La fabricación de las tuberías especiales cuenta con aleaciones que
evitan la propagación de la corrosión en la superficie metálica. Generalmente se
les conoce como CRA (Corrosión Resistant Alloys). Estas tuberías tienen un costo
por demás elevado y su manejo debe ser cuidadosamente revisado Las tuberías
denominadas cromadas (13% cromo y níquel) son de este tipo especial de acero,
y existen en el mercado Internacional (compañías japonesas como NKK y
Sumitomo), y en el nacional (Compañías PRINVER y HIDRYL). Un procedimiento
de selección de este tipo de tuberías de acuerdo a las condiciones de presión y
temperatura y C02 presentes en un pozo puede ser aplicado siguiendo el
diagrama de flujo mostrado en la figura 7.6.

A pesar de lo costoso de este tipo de tubería (aproximadamente de 3 a 8
veces el costo de una tubería convencional), su aplicabilidad es cada vez más
propicia por efecto de las grandes cantidades de sulfhídrico y CO2 que se produce
en algunos campos del territorio nacional.

138. 7. Cementaciones 7.2 Selección y esfuerzo que se consideran
en el diseño de tubería de revestimiento

133



Figura 7.5 Diagrama de flujo de la recomendación emitida por la norma NACE MR-0175-99

139. 7. Cementaciones 7.2 Selección y esfuerzo que se consideran
en el diseño de tubería de revestimiento

134



Figura 7.6 Aplicación de la Norma NACE con la influencia de CO2 en tuberías especiales

140. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

135


7.3 ESFUERZOS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DURANTE LA
INTRODUCCIÓN, CEMENTACIÓN Y POSTERIOR A LA
CEMENTACIÓN

Esfuerzo de la tubería de revestimiento durante la introducción, cementación
y posterior a la cementación

Durante las operaciones de perforación, las tuberías empleadas se someten a
esfuerzos como son el pandeo, cambios en la presión interna, efectos térmicos,
etcétera; los cuales pueden incidir negativamente, ocasionando que los costos y
tiempos de operación se incrementen más de lo planeado. Por lo anterior, se
describen brevemente algunos de ellos.

Efecto del choque

Durante la introducción de una sarta pueden desarrollarse cargas significativas de
choque, si la introducción se suspende súbitamente. El esfuerzo axial resultante
de cambios de velocidad repentina es similar al golpe causado por el agua en un
tubo cuando la válvula se cierra repentinamente, ocasionando lo que comúnmente
se llama golpe de ariete.

Normalmente, las cargas de choque no son severas en cambios
moderados de velocidad en la introducción del tubo.

Efecto de cambio en la presión interna

Los cambios de presión interna pueden causar cargas importantes adicionales.
Estos pueden ocurrir durante y después que la sarta se ha cementado y asentado
en el cabezal del pozo.

Durante las operaciones de cementación, la sarta está expuesta a
cambios de presión interna debido a la presión hidrostática de la lechada del
cemento y la presión de desplazamiento. Esto no crea únicamente esfuerzo
tangencial en la pared del tubo, el c ual tiende al e stallamiento, sino también
incrementa el esfuerzo axial. Mientras la tendencia al estallamiento es reconocida
y mantenida dentro de los límites, algunas veces no se toma en cuenta la carga
axial. Esto puede tener consecuencias graves, especialmente si el cemento ha
comenzado a fraguar al terminar el desplazamiento.

141. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

136


Efecto de cambio en la presión externa

Las condiciones de carga por presión externa se basan en la densidad del lodo en
el exterior de la tubería de revestimiento durante las operaciones de cementación;
algunas veces cuando la presión externa es mayor que la causada por el lodo, se
encuentran otras condiciones. Comúnmente, esto no ocurre cuando la tubería se
coloca frente a secciones de formaciones plásticas (domos salinos),
eventualmente la sal transmitirá a la sarta la carga vertical de sobrecarga.

También puede resultar un esfuerzo axial del cambio de presión externa
después de la terminación del pozo. Un ejemplo común del cambio en presión
externa se origina por la degradación del lodo en el exterior de la tubería de
revestimiento.

Un incremento en la presión externa causa un decremento en el esfuerzo
tangencial tensional (es decir, un incremento compresivo tangencial). Esto
significa que el diámetro de la tubería de revestimiento disminuye, la longitud se
incrementa y un incremento en la presión interna, puede causar que la tubería se
colapse.

Efectos térmicos

Anteriormente, en el diseño de las tuberías de revestimiento no se consideraba el
esfuerzo axial por cambios de temperatura después de que la tubería es
cementada y colgada en el cabezal. Los cambios de temperatura encontrados
durante la vida del pozo generalmente deben desecharse. Cuando la variación de
temperatura no es mínima, debe considerarse el esfuerzo axial resultante en el
diseño de la tubería y en el procedimiento de colgado. Algunos ejemplos de pozos
en los cuales se encontrarán grandes variaciones de temperatura son:

· Pozos de inyección de vapor.
· Pozos geotérmicos
· Pozos en lugares fríos.
· Pozos costafuera.
· Áreas con gradientes geométricos anormales.

Efecto de flexión

En el diseño de la tubería de revestimiento debe considerarse el efecto de la
curvatura del pozo y el ángulo de desviación vertical sobre el esfuerzo axial en la
tubería y cople. Cuando l a tubería es forzada a doblarse, la tensión en el lado
convexo de la curva puede incrementarse.

142. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

137


Por otro lado, en secciones de agujero relativamente rectas con un ángulo
de desviación vertical significativo, el esfuerzo axial provocado por el peso del tubo
se reduce. El incremento de fricción entre el tubo y la pared del pozo también
afecta significativamente al esfuerzo axial. En la práctica del diseño común se
considera el efecto perjudicial por la flexión del tubo y el efecto favorable por la
desviación del ángulo vertical no se considera. La fricción de la pared del pozo, es
favorable para el movimiento de la tubería hacia abajo y desfavorable para el
movimiento hacia arriba, generalmente se compensa por adición de un mínimo de
fuerza de jalón en la tensión axial.

Estabilidad de la tubería

Si la presión sólo actúa en las paredes interiores y no en el extremo inferior de un
tubo, tiende a ladearlo o pandearlo; si la presión actúa únicamente sobre la pared
exterior y no en el extremo inferior tiende a prevenir la flexión. Cuando el tubo se
cementa, la presión puede causar flexión, lo cual puede prevenirse ajustando la
carga axial en el tubo, así, será igual o excederá la carga de estabilidad.

Cuando una sarta de tubería es suspendida verticalmente, p ero no
cementada, la carga axial en el punto más bajo es exactamente igual a la carga de
estabilidad y la sarta es estable en este punto. Los puntos de arriba serán más
estables, ya que la carga axial es mayor debido al peso de la sarta y excederá a la
carga de estabilidad en esos puntos.

Aunque la sarta es estable al tiempo de instalación, puede convertirse en
inestable debido a los cambios de presión y temperatura resultantes de
operaciones posteriores. Los cambios en las cargas de estabilidad y axial ocurren
a causa de dichos cambios y es posible que una carga axial llegue a ser menor
que la carga de estabilidad, con lo cual la estabilidad se pierde.

Pandeo de las tuberías

Las condiciones críticas de pozos como son: profundidad, alta presión y alta
temperatura, requieren de un análisis y diseño seguro de las sartas de tuberías,
tanto de revestimiento como de producción, ya que tales pozos son
frecuentemente diseñadas al llamado factor de diseño límite.

El pandeo helicoidal es un parámetro importante en un análisis de diseño.
Este fenómeno inicialmente fue investigado por Lubinski, primero por la derivación
del conocimiento de la relación hélice/fuerza del pozo. Posteriormente se usó
extensivamente por otros investigadores.

143. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

138


La suposición fundamental para la ecuación de Lubinski es correcta para
un tubo de diámetro interior uniforme sin peso (ligero), tubo concéntrico redondo;
aunque todos los tubos tienen peso, pero éste es mínimo comparado con la fuerza
externa aplicada; sin embargo, la longitud total de la sarta en un pozo puede ser
muy grande, por lo que este peso no puede descartarse sobre todo en pozos
donde se requieren tubos de gran espesor.

Factores para mejorar el desplazamiento

Los requerimientos necesarios para desplazar el lodo durante la cementación
primaria son:

· Utilizar centradores.

· Acondicionar el lodo antes de la cementación.

· Mover la tubería durante el acondicionamiento del lodo y la cementación;
evitándolo cuando el desplazamiento es en flujo tapón.

· Controlar la velocidad de desplazamiento y reología de la lechada.

· Utilizar altas velocidades cuando pueda mantenerse el flujo turbulento en el
intervalo de mayor diámetro del área anular, a través de la zona de interés.

· Con flujo turbulento mantener el tiempo de contacto necesario para un
eficiente desplazamiento del lodo.

· Cuando no pueda desarrollarse o mantenerse la turbulencia, considerar
velocidades inferiores para lograr el flujo tapón.

· Si no pueden lograrse estos flujos, ajustar las propiedades reológicas del
cemento.

En la actualidad existen muchas maneras de hacer eficiente una cementación,
utilizando algunos accesorios y productos químicos que mencionaremos más
adelante.

144. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

139


Centradores

Este tipo de accesorios crea un área anular de flujo uniforme y minimiza la
variación de la resistencia de las fuerzas de arrastre, a través de esa área de flujo.
Los centradores no proporcionan una concentricidad perfecta entre agujero y
tubería, pero incrementan sustancialmente las condiciones de separación,
mientras que una tubería sin centradores se apoyará contra la pared del agujero.
Aunque estos accesorios aparentan ser obstrucciones innecesarias, son efectivos
y deben usarse donde sean aplicables.

El tipo flexible (Fig. 7.7) posee una habilidad mucho mayor para
proporcionar la separación en el lugar en que el pozo se ha ampliado. El tipo rígido
(Fig. 7.8) provee una separación más positiva donde el diámetro del pozo está
más cerrado.
Figura 7.7 Centradores flexibles Figura 7.8 Centradores rígidos

Las consideraciones de mayor importancia son: la posición, método de
instalación y distancia.

Los centradores deberán ser los adecuados y en número suficiente para
que, de acuerdo a su colocación en los intervalos que presenten un interés
especial, se obtenga la cementación requerida.

En tuberías superficiales, intermedias y de explotación se recomienda
colocar dos centradores en los tres primeros tramos y después alternados en cada
tercer tramo. En la tubería de explotación se requiere ubicarlos frente a las zonas
productoras y extenderlos 30 m por encima y hacia abajo de ésta.

145. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

140


La correcta ubicación requiere consultar el registro de calibración del
agujero, ya que permite colocar los centradores donde el calibre del agujero
presente las mejores condiciones para su buen funcionamiento, y que no queden
en donde existan derrumbes o cavernas mayores a su diámetro.

En las cementaciones primarias, el éxito de una buena operación esta en
función de la centralización de la TR para obtener un desplazamiento uniforme de
los fluidos.

En algunos casos, los centradores pueden incrementar las posibilidades
de bajar la tubería hasta el fondo; por ejemplo, donde existe el problema de
pegadura por presión diferencial.

El espaciamiento entre centradores viene determinado por el ángulo de
desviación y el grado de excentricidad tolerable. El espaciamiento máximo
permisible esta dado por la siguiente ecuación:

L =
4/1
6
44
056.3
)(
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ -
-
aSENWE
YdD


Donde:

L = Distancia entre centradores, pies
D = Diámetro exterior de la tubería, pg
d = Diámetro interior de la tubería, pg
W = Peso unitario de la tubería, lbs/pie
a = Ángulo de desviación del agujero, grados
Y = Deflección de descentralización, pg

Y = radio del agujero – radio de la tubería – Wn

Wn = (1- % excentricidad) x (radio del agujero – radio de la tubería)

Espaciamiento mínimo

Se debe utilizar como mínimo un centrador:

· En la zapata.
· Dos tramos arriba de la zapata.
· Cada tramo, y 30 metros arriba y debajo de la zona de interés.
· Cada tramo en cualquier parte donde la adherencia es crítica.

146. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

141


Una pobre eficiencia de desplazamiento, deja normalmente un volumen
substancial de lodo en la interfase formación-cemento-tubería, como puede
observarse en la figura 7.9 lo que puede conducir a problemas durante la
terminación y vida de producción del pozo.

LODO
ESPACIADOR
Fd1
Fd2
FC
Fd3Fb
Fd1, Fd2, Fd3 = FUERZAS DE ARRASTRE
Fb = FUERZA DE FLOTACIÓN
Fc = FUERZA DE INERCIA

Figura 7.9 Ejemplo de una baja eficiencia de desplazamiento de cemento

La tendencia del cemento a canalizarse a través del lodo es una función
de:

· Las propiedades del flujo o reología del lodo y cemento.
· La geometría del espacio anular.
· La densidad del lodo y cemento.
· El gasto del flujo.
· Los movimientos de la tubería de revestimiento.

Fuerzas de arrastre del lodo, resistencia del gel y erosión del lodo

Las fuerzas de resistencia al arrastre del lodo tienen un efecto en la eficiencia, que
es proporcional a la resistencia del gel. Por ejemplo: a más alta resistencia de gel
se incrementa la resistencia diferencial para fluir a través del área no concéntrica.

147. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

142


El efecto de la fuerza requerida para iniciar el flujo en el lado estrecho del
espacio anular, es mayor cuando se tienen fluidos plástico de Bingham en flujo
turbulento.

Las fuerzas que resisten al arrastre entre el lodo y la tubería pueden ser
alteradas con una fuerza de desplazamiento positiva al rotar la tubería mientras se
desplaza el cemento, esto ayuda a la remoción del lodo canalizado en el lado
angosto del espacio anular, como se muestra en la figura 7.10.

TUBERÍA SIN ROTAR
Cemento
Fluyendo Lodo Estático
INICIO DE ROTACIÓN LODO CASI REMOVIDO

Figura 7.10 Efecto de rotar la tubería de revestimiento durante la cementación

Moviendo recíprocamente la tubería hacia arriba y abajo, se ejerce una
fuerza de arrastre de desplazamiento, menos positiva que con la rotación. Sin
embargo, la reciprocidad también afecta la velocidad del cemento y el lodo y
beneficia cuando se tiene flujo turbulento o laminar.

Las fuerzas de arrastre en la interfase lodo-cemento pueden causar la
erosión del lodo canalizado, si éstas son suficientemente altas, y si el tiempo de
contacto lograra una remoción completa del lodo. En tales condiciones, es
probable que exista remoción de la mayor parte del lodo canalizado cuando el
cemento está en flujo turbulento.

El tiempo de contacto es definido como el periodo durante el cual (en
alguna posición en el espacio anular) se mantiene el lodo en contacto con la
lechada de cemento que está en el flujo turbulento. Para remover el lodo, el
tiempo de contacto no debe exceder de 10 minutos.

Mover la tubería durante el acondicionamiento del lodo y la cementación

Como ya se mencionó, el tipo de movimiento de la tubería también altera los
efectos entre el lodo y la tubería en una fuerza de resistencia positiva de
desplazamiento. Algunos estudios, indican que la rotación es más efectiva que el
movimiento reciproco para remover el lodo canalizado donde la tubería esta
descentralizada. En resumen, en las fuerzas de arrastre lodo-cemento hay fuerzas

148. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

143


entre la tubería-cemento que también ayudan al desplazamiento. Durante la
rotación, las fuerzas de arrastre tubería-cemento son más efectivas que durante
los movimientos recíprocos, ya que el cemento tiende a empujar la columna de
lodo canalizado en lugar de pasar de largo.

Rotando la tubería de 15 a 25 rpm se proporciona un movimiento más
relativo del tubo y los fluidos del espacio anular que moviéndola recíprocamente ½
metro en ciclos de 1 minuto. En resumen, las fuerzas de arrastre son más
efectivas en la dirección de rotación de la tubería que las fuerzas de arrastre al
moverla recíprocamente durante el desplazamiento.

Los movimientos recíprocos causan movimientos laterales o cambios de
excentricidad. Los centradores se mueven a través de las irregularidades de la
pared del pozo. Estos movimientos laterales alteran el área de flujo y estimulan el
desplazamiento del lodo canalizado.

Los movimientos recíprocos crean una presión substancial y oleadas de
velocidad en la pared del agujero, que favorecen el efecto de erosión del cemento
sobre el lodo canalizado por un aumento de fuerzas de arrastre y de
desplazamiento. Sin embargo, es importante conocer la magnitud de los cambios
de presión para evitar fracturar la formación y originar pérdidas de circulación.

Al remover el enjarre de lodo, teóricamente se mejora la adherencia del
cemento con la formación. Ahora bien, esto beneficiaría las cementaciones
siempre y cuando se logre la remoción total del enjarre, pero se podrían generar
pérdidas de circulación y otros problemas relacionados con la deshidratación de
cemento (pérdida de filtrado).

Acondicionar el lodo antes de la cementación

Reduciendo la resistencia del gel y la viscosidad plástica de lodo, se mejora
notablemente la eficiencia del desplazamiento y se reducen las presiones
requeridas en la interfase lodo-cemento. También se reducen las fuerzas de
arrastre de desplazamiento requeridas para remover el lodo canalizado y disminuir
los efectos de las fuerzas resistivas tubería-lodo-pared del agujero.

Bajo ciertos y bien definidos límites de presión, puede bajarse la densidad
del lodo empezando con la resistencia del gel y la viscosidad plástica, casi al límite
de presión de formación del pozo. Si esto se logra, la tubería debe ser rotada sólo
para ayudar en la acción de limpieza y puede llevar a reducir la presión por debajo
de la presión de formación.

149. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

144


Evitar reacciones adversas lodo-cemento

Por los efectos de contaminación, puede e xistir la posibilidad de mezclar el
cemento y el lodo durante el bombeo y el desplazamiento, lo que da como
resultado:

· Que el fraguado se acelere o retarde.
· La reducción de la fuerza de compresión del cemento.
· El aumento de pérdida de filtrado (más alta en el lodo que el cemento), y si
es lodo base aceite puede llegar a formarse una mezcla imbombeable y
que el cemento no fragüe o no alcance consistencia.

Un estudio API, mostró que químicos inorgánicos tienen un efecto adverso
sobre los cementos (generalmente tienden a acelerar el fraguado) y el efecto
depende de la concentración, mientras que los químicos orgánicos generalmente
lo retardan y en algunos casos pueden inhibirlo completamente.

Antes de efectuar trabajos con algunas relaciones lodo-lechada de
cemento, se deben realizar pruebas de laboratorio para identificar problemas
potenciales. Para prevenir problemas de contaminación de las lechadas con el
lodo, es mejor disminuir o evitar su contacto. El tapón limpiador previene la
contaminación dentro de la tubería y el fluido espaciador reduce el contacto en el
aspecto anular.

Controlar los gastos de desplazamiento y la reología de las lechadas

Generalmente, altos gastos de desplazamiento mejoran la eficiencia si el cemento
puede alcanzar flujo turbulento hasta el espacio anular. Las condiciones que
pueden evitar alcanzar esto, incluyen:

· Capacidad de gasto de desplazamiento limitada (equipo de bombeo).
· Una presión limitada de desplazamiento y
· Condiciones de flujo inapropiadas (reología) de lodo y/o lechada.

Las propiedades de la lechada de cemento también se pueden alterar; por
ejemplo, se pueden agregar dispersantes para bajar resistencias de gel y punto de
cedencia y alcanzar el flujo turbulento a bajo gasto de desplazamiento. Lo anterior
es recomendable cuando se requieren altos gastos de bombeo.

Cuando las condiciones de la pared del pozo son tales que la turbulencia
no deba alcanzarse, hay que desplazar el cemento en régimen de flujo tapón para
mantener un perfil de velocidades favorable en el espacio anular. Mientras que las

150. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

145


fuerzas de arrastre con flujo tapón no son tan efectivas como cuando se tiene flujo
turbulento, puede ser beneficioso incrementar la resistencia del gel del cemento
tan alto como sea posible, particularmente en la primera parte de la lechada.

Los gastos de bombeo no deben producir un aumento de velocidad en el
espacio anular mayor a 90 pies/minuto. Bajo ciertas condiciones, lo anterior no
puede efectuarse controlando el flujo (gasto de bombeo). Por ejemplo, con efecto
de tubo U por la alta densidad de cemento y la presencia de pérdida de
circulación.

Finalmente, podemos mencionar como se colocan generalmente los
accesorios en las tuberías, y se realizan de la siguiente manera:

ð Zapata guía en el primer tramo, puede ser flotadora y esto dependerá de
las condiciones de diseño.
ð Cople flotador o diferencial, generalmente se coloca entre el segundo y el
tercer tramo, y también dependerá de las condiciones de diseño.
ð Dos centradores en cada uno de los dos primeros tramos y luego
alternados uno cada tercer tramo o como se determinen de acuerdo al
registro de calibración. Los centradores pueden ser rígidos o flexibles.
ð La zapata y el cople necesitan enroscarse utilizando algún tipo de
pegamento adecuado para el acero, esto evita el desenroscamiento o
desprendimiento de los mismos, así como de los tramos de tubería
conectados a ellos. Existen los accesorios insertables que se adhieren al
interior de la tubería por medio de presión y desarrollan las mismas
funciones que la zapata y cople.
ð En la cementación de las tuberías conductoras y superficiales,
generalmente se cementa hasta la superficie.
ð Si durante la cementación de las tuberías superficiales no sale cemento a la
superficie, se introduce una tubería de diámetro adecuado por el espacio
anular entre la tubería de revestimiento y agujero o conductor según sea el
caso, a fin de bombear el cemento necesario, que sirve para fijar los tramos
superficiales.

Nuevas tecnologías en cementación primaria

Tecnología de lechadas de baja densidad con alta resistencia compresiva

Existe una formulación de mezclas de cementación en la que se emplea cemento
Portland y aditivos especialmente seleccionados, de tres tamaños de partícula y
diferente gravedad específica, que simulan a las utilizadas en la industria de la
construcción. Se pueden diseñar lechadas en un amplio rango de densidades que
van de 1.25 a 2.89 gr/cm
3
.

151. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

146


La principal diferencia entre estas mezclas y las tradicionales es el
desarrollo de alta resistencia compresiva temprana que proporciona en cualquiera
de sus densidades. A las 12 horas se logra obtener con baja densidad un valor
aproximado de 2,000 psi, a temperaturas de fondo del orden de 70°C en adelante.

Estas formulaciones se han aplicado con gran éxito en cementación d e
tuberías de revestimiento, en campos depresionados con bajo gradiente de
fractura y en la colocación de tapones de desvío con fluidos de baja densidad.

Hay otra formulación de mezclas de cementación en las que se emplea
cemento P ortland y aditivos especialmente seleccionados para proporcionar
lechadas de baja densidad y que desarrollan resistencias compresivas aceptables,
del orden de 500 a 2,500 psi en 24 horas, a temperaturas de 27 a 110°C, en un
rango de densidades de 1.20 a 1.66 g/cm
3
.

Se han aplicado estas lechadas en cementación primaria, en campos de
bajo gradiente de fractura y baja presión de poro.

Cementos espumados

Son lechadas de cemento de extremada baja densidad que se aplican a pozos
con bajo gradiente de fractura y yacimientos depresionados y que, además, ya
hayan producido.

Estas lechadas tienen una alta eficiencia de desplazamiento del lodo del
espacio anular con baja densidad variable y relativamente alta consistencia. Así se
obtiene buena adherencia y aislamiento hidráulico, que evita el daño que causa la
carga hidrostática. Además de establecer las adherencias más apropiadas y el
aislamiento entre zonas, el proceso de aislamiento le permite al operador ajustar la
densidad de la lechada durante el trabajo a la densidad necesaria y a lograr una
operación de alta efectividad. Desde luego se debe hacer un monitoreo de los
parámetros de cementación en tiempo real, con lo que se evitan costosos trabajos
de reparación. Los requerimientos principales para la cementación de pozos son:

· Adherencia y soporte de la tubería de revestimiento.
· Aislamiento entre las diferencias capas de la formación.
· Sello entre las zonas de pérdida de circulación


El éxito de esta técnica de cementación consiste, básicamente, en
producir una espuma estable de alta calidad. Esto se logra cuando se cuenta con
el equipo y la tecnología apropiada.

152. 7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento
durante la introducción, cementación y
posterior a la cementación

147


El cemento espumado es la mezcla de la lechada de cemento, con un
agente tensoactivo espumante, un estabilizador de la espuma y un gas
(normalmente es nitrógeno). Si estos compuestos se mezclan apropiadamente se
obtiene una espuma de calidad y estable, cuya apariencia es como la espuma
para afeitar y de color gris.

Microsílica

Llamada también humos condensados de sílice, es un subproducto de la
producción de silicio, ferrosilico y otras aleaciones de silicio.

Las partículas individuales son microesferas, amorfas, vidriosas y
cristalinas. El tamaño principal de partícula está, usualmente, entre 0.1 y 0.2 mm
de 50 a 100 veces más fino que las partículas del cemento P ortland o que las
Puzolanas, consecuentemente, el área superficial es extremadamente alta (15,000
a 25,000 m
2
/Kg).

La Microsílica es altamente reactiva y, debido a su tamaño fino de grano y
su grado de pureza, es el material puzolánico más efectivo disponible
actualmente. El alto grado de actividad puzolánica ha permitido la introducción de
sistemas de cemento de baja densidad con mayor velocidad de desarrollo de
resistencia compresiva. La alta área superficial de la Microsílica incrementa el
requerimiento de agua para prepararse una lechada bombeable; de tal forma que
las lechadas con densidades del orden de 1.32 gr/cm
3
pueden prepararse sin que
reporten agua libre.

La concentración normal de este material es de aproximadamente 15%
por peso de cemento; s in embargo, se puede aplicar hasta un 28% por peso de
cemento. Lo fino del grano de la Microsílica también promueve el control mejorado
del valor de filtrado, posiblemente por reducir la permeabilidad del enjarre inicial
del cemento. Por esta razón, también se usa para evitar la migración de fluidos en
el anular, además, está siendo introducida como fuente de sílice en los sistemas
de cementos térmicos.

153. 7. Cementaciones 7.4 Cálculo del volumen de la
lechada y rendimiento

148


7.4 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE LA LECHADA Y RENDIMIENTO

Uno de los aspectos importantes de las operaciones de cementación, es tener la
cantidad de agua disponible para formar la lechada de cemento. Para dicho
cálculo, se requiere conocer la densidad y el volumen de la lechada de cemento y
el rendimiento. Posteriormente se aplican las siguientes fórmulas:


Va =
DaD
DVP
s
-
´-

l
V= Va + Vs Ns =
lV
V



Donde:

Va = Volumen de agua para la cementación, en Lt. /saco.

P = Peso de un saco de cemento, en Kg.

D = Densidad de la lechada de cemento, en gr/cm
3
.

l
V = Volumen de la mezcla de cemento y agua (lechada), en Lt/saco
(Rendimiento).

Vs = Volumen de un saco de cemento, en lt/saco.

Ns = Nro. de sacos de cemento.

V = Volumen total de la lechada, en Lt.

Da = Densidad del agua, en gr/cm
3
.


Aplicación de las fórmulas:

Densidad de lechada – 1.89 gr/cm
3
.

Volumen de lechada total – 19,600 Lt *

Sacos de cemento de 50 kg.

154. 7. Cementaciones 7.4 Cálculo del volumen de la
lechada y rendimiento

149


Operaciones:

Vs =
Densidad
Peso
=
3
/15.3
/50
cmgr
sacokg
=
ltkg
sacokg
/15.3
/50
sacolt/873.15=

Va =
0.189.1
89.1873.1550
-
´-
sacoagualts /)(472.22=

Vl = 22.472 + 15.873 = 38.345 lt/saco (Rendimiento)

Ns =
sacoLt
Lt
/345.38
600,19
511.0 sacos de cemento

Cantidad de agua necesaria = 22.472 lt/saco x 511 saco = 11,483 Lt. » 11.5 m
3


* El cálculo del volumen de la lechada de cemento se realiza con base a las
capacidades anulares, en donde se requiere la cementación de la T.R., fórmulas
que se han aplicado en el manual del perforador.

155. 7. Cementaciones 7.5 Diseño de una lechada de cemento

150



7.5 DISEÑO DE UNA LECHADA DE CEMENTO

Para el diseño de la lechada de cemento se requiere la densidad, el rendimiento,
el requerimiento de agua, la temperatura, los aditivos necesarios para el tiempo
bombeable requerido, etc.

Un ejemplo es la lechada con las siguientes especificaciones:

Densidad lechada = 1.89 gr/cm
3
.

Rendimiento = 38 lts/saco.

Requerimiento de agua = 22 lts/saco.

Retardador = 1.5% en peso del cemento.

Reductor de filtrado = 0.5 % en peso de cemento

Se requieren 19600 lts (123 bls) de lechada.

Existe software o programas técnicos en donde se introducen los datos
que va solicitando cada pantalla y automáticamente proporcionan el volumen de
desplazamiento, la cantidad de sacos de cemento, volumen de agua, etc., así
mismo proporcionan gráficas y tablas de como va a quedar la cementación de la
tubería de revestimiento y los materiales requeridos, es muy importante mencionar
que él mismo software nos indica si se fractura la formación con los datos de
gradiente de fractura que le proporcionaron y la densidad de la lechada de
cemento, de la densidad del bache espaciador, limpiador y también la densidad
del lodo de perforación que se tiene en el momento de la cementación de la
tubería de revestimiento.

156. 7. Cementaciones 7.6 Aplicaciones

151



7.6 APLICACIONES

En esta parte de aplicaciones, consideramos que usted conoce la tecnología de
cementación y que puede comprender fácilmente las siguientes operaciones para
aplicarlas en el campo. Se recomienda realizar una lista de verificación para una
operación de cementación (con base en esta g uía), incluyendo las medidas de
seguridad y protección al medio ambiente.

Operaciones Previas a la Cementación

a. Análisis del Agua disponible.

Es de gran importancia conocer con tiempo las características químicas
del agua que se utilizará y efectuar pruebas del cemento con estas. Si se
considera necesario se transportará cuidando que su salinidad sea menor
de 1000 ppm de Cloruros.

b. Pruebas de Cemento de cada lote recibido.

El control de calidad del cemento es de gran importancia e
invariablemente deberán efectuarse pruebas de los lotes recibidos,
básicamente en cédula No. 5 sin aditivos, así como el cálculo de la
densidad máxima permisible para evitar pérdidas de circulación por
fracturamiento de las formaciones y de acuerdo a la temperatura de fondo
del pozo para el diseño de la lechada de cemento.

c. Programas de accesorios

El programa de accesorios estará sujeto básicamente a los objetivos que
se persigan, fijando normas y condiciones que optimicen los resultados y
evitando al máximo un incremento en los costos, así mismo se deben
verificar los accesorios en su diámetro, estado, tipo de rosca, diámetros
interiores, grados y librajes, así como el funcionamiento de las partes de
los accesorios antes de la operación, para que cualquier anomalía que se
detecte se corrija a tiempo y no a la hora de iniciar la introducción de la
tubería.

d. Diseño de la lechada de cemento y los baches lavadores y espaciadores

El diseño de la lechada de cemento es un aspecto muy importante ya que
en la misma se deben considerar aditivos para la presencia de gas,

157. 7. Cementaciones 7.6 Aplicaciones

152



retardadores y/o aceleradores y en caso necesario, etc., así mismo debe
contemplarse la compatibilidad con el lodo de perforación en uso y los
diferentes baches a utilizar como son los limpiadores y espaciadores.

Con el objeto de tener mejores resultados en las cementaciones primarias,
el volumen de fluido limpiador que se programe y el gasto, debe estar
diseñado para un tiempo de contacto de 8 a 12 min. Utilizando un flujo
turbulento, lo cual es un mínimo recomendable para remover el enjarre de
los lodos de perforación y para su diseño se deben tomar en cuenta el
diámetro de las tuberías de revestimiento, así como los diámetros de los
agujeros, para que sea el volumen adecuado y se obtengan óptimos
resultados, así mismo tomar en cuenta el tipo de formación, se bombeará
después de haber soltado el tapón de diafragma.

Cuando se seleccione un fluido espaciador, para efectuar un eficiente
desplazamiento del lodo, deberán tomarse en cuenta la reología del fluido
espaciador, gasto de bombeo, compatibilidad del fluido espaciador con el
lodo y el cemento y tiempo de contacto; con lodos base agua, un pequeño
volumen de agua como espaciador entre el lodo y el cemento han
registrado resultados satisfactorios. El criterio más importante en la
selección de un fluido espaciador es que el fluido seleccionado pueda
desplazarse en turbulencia a gastos de bombeo razonables para la
geometría que presenta el pozo.

Operaciones durante la Cementación

a. Colocación de Accesorios y revisión de Tramos

Es muy importante verificar la correcta colocación de accesorios, de
acuerdo al programa elaborado previamente, así como también es
importante verificar las condiciones del fluido de control, ya que es un factor
de gran importancia para el éxito de una cementación primaria. Así mismo
la numeración de los tramos, siguiendo un orden de acuerdo al diseño del
ademe que se utilizará en el pozo en grados, peso y tipos de roscas, las
cuales deben satisfacer las condiciones de medida del probador del manual
y con el objeto de seguir el orden de introducción programado.

El total de tramos debe coincidir en todas sus partes con el número de
tramos, apartando los que están en malas condiciones, principalmente en
las roscas y los que se hayan golpeado y dañado durante su transporte y/o
introducción, así como los tramos sobrantes del total programado.

158. 7. Cementaciones 7.6 Aplicaciones

153



El ajuste aproximado de la totalidad de los tramos a utilizar, nos indicará las
profundidades de circulación, el cambio de grados y pesos de las diferentes
tuberías programadas, hasta llegar a la profundidad total, es muy
importante verificar el calibrador o “conejo” que se esta utilizando, ya que la
pérdida del mismo puede ocasionar un problema serio a la hora de la
cementación y no se pueda establecer circulación porque el calibrador se
quedó dentro del ademe que ya se introdujo al pozo por lo que se debe
proceder a su pesca de inmediato.

b. Introducción de la Tubería de Revestimiento

Durante la introducción de la tubería de revestimiento uno de los problemas
que puede determinar el éxito o el fracaso de la operación de cementación,
sería: el que se origine la presión de surgencia que puede ocasionar
pérdidas de circulación que básicamente se pueden originar durante la
introducción incorrecta de la tubería.

La velocidad de introducción deberá calcularse antes de iniciar la operación
de introducción, velocidad que estará sujeta por la densidad del lodo de
perforación, longitud de la columna, espacio entre tubería y agujero y
accesorios de la tubería. Por la experiencia y la práctica se ha observado
que no es conveniente rebasar una velocidad de introducción de 20-34 seg
por tramo de 12 metros.

c. Llenado de Tuberías y Circulación.

El llenado de la tubería dependerá de los accesorios programados y del
funcionamiento de los mismos, así como de las condiciones del fluido de
control, de la velocidad de circulación y recuperación del corte.

Los beneficios de la circulación en el pozo, durante la perforación, así como
en la cementación de tuberías de revestimiento son de gran importancia,
tomando en cuenta que la mayoría de los lodos de perforación son de bajo
esfuerzo de corte y forman geles con sólidos en suspensión cuando
permanecen en reposo. La circulación y el movimiento de la tubería en los
casos que sea posible, romperá este gel reduciendo la viscosidad del lodo.
Los tiempos suficientes de circulación, dependerán de la profundidad, pozo,
espacio anular entre tuberías y agujero, tipo de formaciones que se
atraviesen y del buen funcionamiento del equipo de flotación que se
programe.

159. 7. Cementaciones 7.6 Aplicaciones

154



d. Instalación de la cabeza de cementación y de los tapones.

La supervisión del estado físico de la cabeza de cementación es de gran
importancia, e implica: roscas, tapas, pasadores, machos y válvulas, así
como el diámetro correcto. Asimismo es de gran importancia la supervisión
en la colocación y limpieza de los tapones de desplazamiento y en la
posición de las válvulas o machos de la cabeza de cementación durante la
operación.

e. Verificación del sistema Hidráulico de bombeo superficial.

Es muy importante verificar el buen funcionamiento de las bombas de los
equipos de perforación, así como la limpieza de las mismas, con el objeto
de evitar contratiempos en los desplazamientos de las lechadas de
cemento, se debe checar su eficiencia y volúmenes por embolada que
estará sujeto a los diámetros del pistón y carrera del mismo.

f. Operación de Cementación.

En el proceso de operación es importante verificar la instalación correcta de
equipos programados y auxiliares, checar circulación, preparar el colchón
limpiador de acuerdo al programa en tipo y volumen y bombear al pozo,
preparar el colchón separador, soltar el tapón de diafragma o limpiador,
bombear el colchón separador, bombear la lechada de cemento de acuerdo
a diseño elaborado en cuant o a densidad, soltar el tapón de
desplazamiento o sólido, bombear un colchón de agua natural y desplazar
la lechada con el volumen calculado; durante la operación es importante
verificar la circulación, niveles de presas y presión de desplazamiento.

La verificación de la llegada del tapón de desplazamiento al cople de
retención o presión final es de gran importancia, ya que será una manera
de checar el volumen calculado de desplazamiento, además de comprobar
que la maniobra efectuada en la cabeza de cementación fue correcta. La
presión final se descargará a cero y se checará el funcionamiento del
equipo de flotación y en caso de falla del mismo se represionará con una
presión diferencial adecuada, para evitar el efecto de microanillo y se
cerrará el pozo hasta el fraguado inicial de la lechada.

160. 7. Cementaciones 7.6 Aplicaciones

155



Por último se elaborará el reporte final de la operación, que incluirá el ajuste
final de la tubería de revestimiento indicando grado, peso y rosca, número
de centradores utilizados, presiones de operación, s i se presentó alguna
falla mencionarla, indicar si durante la operación la circulación fue normal o
se presentaron pérdidas y si funcionó o no funcionó el equipo de flotación,
además se indicará el tiempo de fraguado y el programa de terminación.

Operaciones posteriores a la Cementación

La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su peso, se cortará, biselará y
se colocarán empaques secundarios, carrete adaptador y se probará con presión,
posteriormente se bajará a reconocer la cima de cemento, se probará la tubería,
se escariará y se evaluará la cementación tomando un Registro Sonico de
Cementación CBL-VDL.

Ejemplo:

Se va a realizar la cementación de la tubería de explotación de 6 5/8”, N-80,
combinada 24-28 lb/pie a 2500 m.

· T.R. Explotación 6 5/8”, 24 lb/pie de 0 a 1800 m
6 5/8”, 28 lb/pie de 1800-2500 m

· Diámetro Agujero = 8 5/8”

· T.R. anterior 9 5/8”, N-80, 40 lb/pie a 1500 m.

· Intérvalo de interés 2350-2400 m.

· Cima de cemento a 1800 m.

· Cople flotador 6 5/8” a 2470 m.

Cálculos:

Primero se requiere conocer los diámetros interiores de la T.R. de
explotación y su capacidad, así mismo se deben calcular las capacidades de los
diferentes espacios anulares entre el agujero y el diámetro exterior de la TR de
explotación, en este caso se consideró un agujero uniforme, pero en la realidad
esto varia sustancialmente ya que con la toma de un registro calibrador se conoce
el diámetro real del agujero.

161. 7. Cementaciones 7.6 Aplicaciones

156


Cap. TR 6 5/8”, 24 lb/pie (D. Int = 5.921”) = 17.76 lts/m
Cap. TR 6 5/8”, 28 lb/pie (D. Int = 5.791”) = 16.99 lts/m
Cap. EA (Agujero-TR Explotación) = 15.45 lt/m

Posteriormente se calculan los volúmenes requeridos, únicamente
multiplicando la capacidad por la profundidad, es importante mencionar que
existen libros y/o manuales de las diferentes compañías de servicio en donde
vienen especificadas las características de todas las TR y en ellos vienen los
datos de las capacidades de TR´s y diferentes espacios anulares por bl/m o
gal/pie.

Vol. Desplaz. 24” = 2470 - 17.76 x 1800 m. = 31968lts = 201 bls
2470 – 1800 = 670 m.

Vol. Desplaz. 28” = 16.99 x 670 m. = 11383 lts = 71.6 bls
31,968 + 11,383 = 43,351 lt.

Vol. Total Desplaz. al cople flotador = 43321 lts = 272.6 bls

Vol. Lechada EA = 15.45 lts/m (2500-1800 m) = 10,815 lts = 68 bls

Vol. Lechada TR 6 5/8” = 30 m x 16.99 lts/m = 509.7 lts = 3.2 bls.

Vol. total lechada cemento = 11,325 lts = 71 bls

Vol. Bache limpiador = 15.45 lts/m x 100 m = 1545 lts = 10 bls

Vol. Bache separador = 15.45 lts/m x 30 m = 463.5 lts = 3 bls

Los volúmenes de bache separador y limpiador generalmente son de 3 a 5
m
3
y 5 a 10 m
3
respectivamente o realmente depende del EA que se va a cubrir.

162. 157




















8 CABLE DE PERFORACIÓN

164. 8. Cable de Perforación 8.1 Programa de deslizamiento
y corte de cable

159


8.1 PROGRAMA DE DESLIZAMIENTO Y CORTE DE CABLE

En el manual para P erforador y Cabo, se proporcionó el concepto y
recomendaciones de la operación del deslizamiento y corte del cable de
perforación, en esta parte complementaremos los conocimientos con la selección
de la meta de servicio y el c álculo del trabajo realizado del cable de perforación.
De acuerdo con estos valores se realizará el programa y control de deslizamiento
y corte del cable.

Para seleccionar la m eta de servicio (Ton x Km.) de un cable de
perforación se hace uso de la gráfica 8.1 y 8.2, con base en los siguientes datos:

° Diámetro del cable.
° Altura del mástil.
° Factor de seguridad.
























Gráfica 8.1

165. 8. Cable de Perforación 8.1 Programa de deslizamiento
y corte de cable

160






























Gráfica 8.2

Posteriormente se localiza en la tabla 9.2 la longitud del cable de
perforación por cortar (Capítulo 9 “Cables de Perforación” Manual del perforador),
para que anexada a la información anterior se realice el programa de
deslizamiento y corte del cable, sin olvidar la recomendación de hacer el número
mínimo de deslizamientos.

Para llevar el control del trabajo realizado por el cable y aplicar nuestro
programa, se calcula el trabajo realizado del cable en cada operación,
acumulándose en un formato especial para compararlo con el programa y tomar la
decisión de deslizar ó deslizar y cortar el cable. Para el cálculo del trabajo del
cable se aplican las siguientes formulas:

166. 8. Cable de Perforación 8.1 Programa de deslizamiento
y corte de cable

161


Tvr =
000,000,1
)2(2)(
1 CAPxPLpPxW +++


Tp = )(3
12
TT- Tm =)(2
34
TT-

Tc =
000,000,2
4)( AxPxWcPLcP ++


*T =Ptx2

* Como sugerencia para un trabajo de pesca muy fuerte se recomienda dicha
formula.

Formulas complementarias:

D =
8
Pr


Cm =
SF
RrxN
.


H.P.G. =
75xt
dxPs


Nomenclatura

D = Diámetro del tambor, en pulg.

Pr = Perímetro del tambor, en cm.

Cm = Carga máxima permisible en las líneas, en tons.

N = Numero de líneas guarnidas

Rr = Resistencia a la ruptura del cable, en tons.

F.S. = Factor de seguridad, sin unidades (2.5, 3.0, 3.5 ó 4.0)

H.P.G. = Potencia al gancho, en H.P.

Ps = Peso de la sarta de perforación flotada, en Kg.

167. 8. Cable de Perforación 8.1 Programa de deslizamiento
y corte de cable

162


d = Distancia recorrida, en m.

t = Tiempo para sacar una lingada, en Seg.

Tvr = Trabajo realizado en un viaje redondo, en Ton-Km.

W1 = Peso de la T.P flotada, en Kg/m.

P = Profundidad del pozo, en m.

Lp = Longitud de una parada, en m.

A = Peso de aparejo, en kg.

C = Peso de los D.C. flotada (Kg/m) menos el peso de la T.P.(Kg/m) flotada,
multiplicado por la longitud de las D.C., en Kg

Tp = Trabajo realizado cuando se perfora, en Ton-Km.

T2 = Trabajo realizado para un viaje donde se termina de perforar, en Ton x
Km.

T1 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se
comenzó perforar, en Ton x Km.

Tm = Trabajo realizado cuando se muestrea, en Ton x Km.

T4 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se
terminó de muestrear, Ton x Km.

T3 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se
comenzó a muestrear, en Ton x Km.

Tc = Trabajo realizado cuando se baja un casing (T.R.), en Ton x Km.

Wc = Peso de la T.R. en el lodo, en Kg/m.

Lc = Largo de una T.R., en m.

T = Trabajo realizado para una operación de pesca, en Ton x Km

Pt = Trabajo realizado de un viaje redondo a la profundidad total del pozo, en
Ton x Km.

168. 8. Cable de Perforación 8.1 Programa de deslizamiento
y corte de cable

163


Formula simplificada para calcular el trabajo (TON x KM) del cable en un
viaje redondo (T).

T =
00.5000
P
x (0.5 x PT.P x Pl +C + A)

Donde:

P = Profundidad del pozo, en m.

Pl= Profundidad más longitud de una parada, en m. (Prof. + 28)

PT.P. = Peso de la T.P. flotada, en Kg /m.

PD.C. = Peso de los D.C. flotado, en Kg / m.

A = El doble del peso del aparejo, en kg (20.00 kg para 10.000 kg, 24.000 kg para
12.000 kg etc.).

C = P f
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ
-
..
..
1
CD
PT
P
P
; en Kg.

P f = Peso total entre D.C. y H.W. flotado, en kg.

169. 8. Cable de Perforación 8.2 Inspección y evaluación de problemas
en el cable de perforación.

164


8.2 INSPECCIÓN Y EVALUACIÓN DE PROBLEMAS EN EL CA BLE DE
PERFORACIÓN

Alargamiento de un cable de acero

El alargamiento de un cable de acero en uso podría ser producto de varios
factores, algunos de los cuales producen elongaciones que son muy pequeñas y
generalmente pueden ser ignoradas. La lista siguiente cubre las causas
principales de alargamiento de un cable. Las dos primeras son las más
importantes y la tercera tiene una cierta influencia en determinadas circunstancias.

1. Alargamiento debido al acomodamiento de los alambres en l os torones y
los torones en el cable cuando esta puesto en servicio, lo que usualmente
se conoce como “Alargamiento Permanente por Construcción”.

2. Alargamiento elástico debido a la aplicación de una carga axial. Esta se
comporta según la “ley de Hooke” dentro de ciertos limites.

3. Expansión o contracción térmica debido a variaciones en la temperatura.

4. Alargamiento causado por la rotación de un extremo libre del cable.

5. Alargamiento debido al desgaste por fricción interna de los alambres en el
cable, lo que reduce el área de la sección de acero originando un
alargamiento permanente extra por construcción.

6. El alargamiento permanente del cable cuando esta sujeto a carga axiales
superiores al “punto de fluencia del acero” (limite elástico).

Criterio para el reemplazo de un cable de acero

Esto se basa en la cantidad de alambres quebrados o rotos en el cable o en el
torón. En este contexto hay que considerar “el patrón“que es un paso del cable.







Figura 8.1

170. 8. Cable de Perforación 8.2 Inspección y evaluación de problemas
en el cable de perforación.

165


Como definición se puede decir que “el paso de un cable” es la distancia
medida por el eje del cable en donde un torón hace revolución completa alrededor
del alma.

Una inspección visual de la superficie permite la ubicación del sector de
mayor deterioro con respecto a la cantidad y distribución de alambres quebrados.

En la tabla 8.1 se mencionan dos tipos de criterios con respecto a la
cantidad máxima de alambres quebrados en un cable, sugeridos para mantener
un adecuado nivel de seguridad. Si existen más alambres rotos que los indicados,
entonces se recomienda el reemplazo del cable.

La primera columna se refiere a la cantidad de alambres rotos con una
distribución pareja, y la segunda, se refiere a los alambres rotos en un solo torón
en la misma longitud axial (un paso del cable).

Tabla 8.1
Máxima cantidad permitida de
alambre quebrado

Equipos
En un paso del
cable
En un solo torón
Grúas puente, Pórtico 12 4
Grúas torre, Portal. 6 3
Grúas Móviles 6 3
Grúas Derrick 6 3
Tambores de izaje o arrastre
simples.

6
3
Grúas flotantes 6 3
Polipastos 12 4
Equipos de izaje personal (1) 6 3
Equipos de izaje materiales (1) 6 3

NOTA: Si existe un sector donde se observa un alambre quebrado dentro del valle entre
dos torones, entonces se recomienda que se reemplace el cable de inmediato, porque es
probable que el alma haya perdido su consistencia y falte apoyo a los torones exteriores.

171. 8. Cable de Perforación 8.2 Inspección y evaluación de problemas
en el cable de perforación.

166


Medición del diámetro de un cable

El diámetro correcto del cable es el del c írculo circunscrito tangente a todos los
torones exteriores. Para medir el diámetro en la forma correcta se recomienda el
uso de un calibrador en la manera indicada y a su vez tomar en cuenta que el
diámetro real de un cable nuevo es ligeramente superior a su diámetro nominal.






















Figura 8.2

Tambores

Los tambores se ranuran cuando los cables trabajan con fuertes cargas o cuando
estos se enrollan en varías capas, con el fin de evitar su aplastamiento.

Estas ranuras presentan un perfil formado por un arco de circunferencia de 130
o
y
paso igual a 1.15 d., tal como se indica en la figura 8.3.






Verdadero diámetro
CORRECTO
INCORRECTO

172. 8. Cable de Perforación 8.2 Inspección y evaluación de problemas
en el cable de perforación.

167












Figura 8.3

Por último, las tolerancias permisibles en el diámetro de la ranura de una
polea o tambor con relación al diámetro del cable aparecen en el siguiente cuadro:

Diámetro de cable (pg) Diámetro ranura (pg)
6.4 – 8 mm (1/4 – 5/16) + 0.4-0.8 mm + (1/64 – 1/32 )
9.5 – 19 mm (3/8 – ¾) + 0.8 – 1.6 mm + (1/32 – 1/16)
20. – 29 mm (13/16 – 1- 1/8) + 1.2 – 2.4 mm + (3/34 – 3/32)
30. – 38 mm (1-3/16 – 1- ½) + 1.6 – 3.2 mm + (1/16 – 1/8)
40. -52 mm (1- 19/32 – 2) + 2.4 – 4.8 mm + (3/32 – 3/16)


Ángulo de ataque en poleas y tambores

No siempre puede evitarse la formación de un ángulo de desvío en el cable. Esto
sucede en instalaciones integradas por un tambor y una polea fija, tal como lo
indica la figura 8.4 en las que este ángulo se forma necesariamente; si en ellas el
cable toma una oblicuidad excesiva éste tendera a salirse de la polea,
produciéndose un enrollamiento irregular, traslapamientos y rápido desgaste del
cable por fricción de si mismo contra sus propias vueltas en el tambor.

La experiencia ha demostrado que el mejor servicio obtenido es cuando el ángulo
de ataque no excede de 2°

en tambores ranurados.

173. 8. Cable de Perforación 8.2 Inspección y evaluación de problemas
en el cable de perforación.

168











































Figura 8.4 Línea central del tambor y de la polea

174. 8. Cable de Perforación 8.2 Inspección y evaluación de problemas
en el cable de perforación.

169


Ejemplo:

A = 0.38 m hacia el lado derecho del tambor de enrollado.
B = 23 m


Suponiendo A = 0.76 m hacia el lado izquierdo del tambor de enrollado: el ángulo
de la cuerda para el lado izquierdo del tambor de enrollado:



















Ángulo poco menor de 1° para
el lado derecho de la cuerda (se
encuentra dentro del rango
recomendado)

W = ang. tg
B
A
= ang. tg
23
38.0
= 0.946 ° » 1°

w = ang tg
23
76.0
= 1.89 °
El ángulo de la cuerda para el lado izquierdo es
aproximadamente 2°. Debe moverse la polea a
la izquierda.

175. 8. Cable de Perforación 8.3 Aplicaciones

170



8.3 APLICACIONES

· Con la siguiente información realizar un programa de deslizamiento y corte
del cable de perforación.

Diámetro del cable: 1 1/2”
Altura del mástil: 43.28 m (142 pies)
Factor de seguridad: 5
Malacate: National 1625-DE
Diámetro del tambor: 36”

Operaciones:

Meta de servicio (gráfica 8.1): 40 x 100 = 4000 Ton x Km
Meta de servicio con factor de seguridad de 5 (gráfica 8.2): 4000 Ton x Km x 1.0
= 4000 Ton x Km
Corte del cable: 27.0 m

Programa:

Operación 1 Operación 2

Acumular 2000 Ton x km Acumular 2000 ton x km
Deslizar 13.5 m de cable para las 4000 ton x km
Deslizar 13.5 m y cortar 27.0 m de
cable.

· Encontrar el trabajo realizado del cable de perforació n en las siguientes
operaciones:

Viaje redondo: 2500.0 m
Viaje redondo: 3020.0 m
Perforando: de 2500.0 m a 3020.0 m

Datos:

T.P.: 5” – 29.05 kg/m
T.P. extrapesada (H.W.): 5” x 3” – 74.50 kgs/m – 110.0 m
Lastrabarrenas: 8” x 3” – 219.0 kg/m – 80.0 m (herramienta)
Barrena P.D.C.: 12”
Lodo: 1.48 gr/cm
3

Peso del aparejo: 8 tons.

176. 8. Cable de Perforación 8.3 Aplicaciones

171



Operaciones:

Trabajo de viaje redondo a 2500.0 m


Ff = 1 -
85.7
48.1
= 0.8115

Aplicaremos la fórmula simplificada, quedando como ejercicio aplicar la fórmula
original como comprobación.

P = 2500.0 m
P
l
= 2500.0 + 28 = 2528.0 m
PT.P. = 29.05 kg/m x 0.8115 = 23.574 kg/m
PD.C. = 219.0 kg/m x 0.8115 = 177.72 kg/m
PH.W. = 74.5 kg/m x 0.8115 = 60.457 kg/m
A = 2 x 8000 kg = 16,000 kg.
Pf = 80.0 m x 177.72 kg/m + 110.0 m x 60.457 kg/m = 20,868.0 kg.
C = 20,868 x ÷
ø
ö
ç
è
æ
-
72.177
574.23
1 = 18,100.0 kg.
T =
000,500
0.2500
x (0.5 x 23.574 x 2528 + 18,100 + 16,000)

T = 319.48 Ton x km » 320 Ton x Km.

Trabajo de viaje redondo a 3020.0 m,

T = ( )000,16100,183048574.235.0
000,500
0.3020
++´´´
T = 422.96 Ton x km » 423.0 Ton x km.

Trabajo perforando:

Tp = 3 (T2 – T1) = 3 (423 – 320) = 309 Ton x km

* Esta operación se puede realizar en forma directa, iniciando en el producto 0.5,
terminando con la multiplicación de la profundidad y dividiendo entre 500,000.

177. 173




















9. CONEXIONES SUPERFICIALES
DE CONTROL

179. 9. Conexiones superficiales de control 9.1 Análisis de preventores (API)

175



9.1 ARREGLOS DE PREVENTORES (API)

En el manual para Perforador-Cabo, s e han definido los diferentes tipos de
arreglos de preventores de reventones con base en la clasificación del API para
las clases 2M, 3M, 5M, 10M, y 15M, no olvidando que su adecuación es en el
cumplimiento de los requerimientos del pozo, para así obtener de ellos la
seguridad y eficiencia requerida.

El criterio para seleccionar el arreglo de preventor debe considerar la
magnitud del riesgo expuesto y el grado de protección requerida, tales como:

· Presiones de formación anormales.

· Yacimiento de alta productividad o presión.

· Áreas densamente pobladas.

· Grandes concentraciones de personal y equipo, como el caso de barcos y
plataformas marinas ( se necesitan arreglos más completos y como
consecuencia aumenta su costo).

· Áreas sensibles a impactos ambientales.

· Presiones de formación normales.

Los componentes principales de arreglo de preventores de reventones y
sus códigos son los siguientes:

A = Preventor de reventón, tipo anular

R = Preventor de reventones de ariete sencillo (con un juego de arietes ciego o
para tubería según la preferencia del operador.)

Rd = Preventor de reventones, con dos juegos de arietes, colocados según la
preferencia del operador.

Rt = Preventor de reventones, con tres juegos de arietes, colocados según la
preferencia del operador.

S = Carrete de perforación con conexiones de salida lateral, para las líneas de
estrangulación y de matar.

180. 9. Conexiones superficiales de control 9.1 Análisis de preventores (API)

176



A = cabeza rotatoria.

*M = presión de trabajo = 100 lb/pg
2
.

*K = 1000

No olvidar que al usar la codificación API se enlistan de abajo hacia arriba.

Como se ha especificado en los arreglos API, no se menciona la posición
del ariete ciego, por que esta sujeto a la experiencia del área y condiciones del
pozo, para tomar la decisión de donde ubicarlo. También se debe de considerar
que entre los arreglos con una misma presión de trabajo, la clave que existe en los
cambios de uno a otro, es la posición del carrete de perforación ó de control y la
instalación de un preventor doble de arietes es opcional.

181. 9. Conexiones superficiales de control 9.2 Análisis de un arreglo de preventores

177



9.2 ANÁLISIS DE UN ARREGLO DE PREVENTORES

Es condición necesaria que todo arreglo de preventores que se encuentre en el
pozo sea analizado en todo su conjunto para tener un conocimiento efectivo del
mismo y tomar la decisión adecuada cu ando se presenten operaciones
imprevistas en un descontrol del pozo y de esta forma evitar o disminuir los
riesgos.

A continuación se proporciona un ejemplo del análisis de un arreglo de
preventores, tomando en cuenta la posición del ariete ciego. Es de considerar que
se pueden tener otras observaciones de acuerdo a la experiencia del área y de las
operaciones de cada uno de los arreglos.

Análisis del arreglo 13 5/8”- 5M-R S R A (Fig.9.1)


Figura 9.1

182. 9. Conexiones superficiales de control 9.2 Análisis de un arreglo de preventores

178














































Ventajas
· Está demostrado estadísticamente
que la mayor parte de los brotes
ocurren con la tubería dentro del
pozo, es entonces que el preventor
inferior hace la función de válvula
maestra por estar conectada
directamente a la boca del pozo.

· Se puede cambiar los arietes ciegos
por arietes para la tubería de
perforación.

· La tubería de perforación puede
suspenderse del preventor inferior y
cerrar totalmente el pozo.

· Cuando el pozo esta cerrado con el
preventor inferior permite efectuar
reparaciones y corregir fugas del
conjunto de preventores; además del
cambio de unidades completas.

· Cuando el preventor ciego está
cerrado, se puede operar a través
del carrete de control.

· Si se considera conveniente se
puede introducir tubería de
perforación a presión dentro del
pozo, utilizando el preventor inferior
y alguno de los superiores. Previo
cambio de los ciegos por arietes
para tubería de perforación.

· Lo anterior tiene la gran desventaja
de deteriorar los arietes inferiores,
los cuales no es posible cambiar, por
lo que debe procurarse operarlos
sólo en caso necesario, ya que como
se indicó, deben considerarse como
válvula maestra.
·
Desventajas
· Cuando el preventor ciego
esté cerrado, no se tendrá
ningún control si ocurre
alguna fuga en el preventor
inferior en el carrete de
control.

· Lo que se manejó como
ventaja de que los arietes
ciegos se pueden cambiar
por arietes para tubería de
perforación, funciona ahora
como desventaja, ya que
en el caso extremo de
querer soltar la tubería no
se dispondría de una
válvula maestra que
cerrará totalmente el pozo.

183. 9. Conexiones superficiales de control 9.2 Análisis de un arreglo de preventores

179



Recomendaciones en el requerimiento de preventores.

· Cuando se esté perforando la etapa de yacimiento, se deberán utilizar
arietes de corte en sustitución de los ciegos.

· Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubería de diámetro
mayor se instalarán en el preventor inferior, y los de diámetro menor en el
superior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipo de variable.

· Debe observarse que si ocurre un brote cuando se esté sacando del pozo
la tubería de perforación de diámetro menor, sólo se dispondrá del
preventor anular y uno de arietes.

Es entonces que no será posible intercambiar arietes de ese mismo
diámetro de tubería de perforación en algún otro preventor, por lo que será
conveniente ubicar los arietes ciegos en la parte superior del preventor
doble, aun cuando las desventajas señaladas anteriormente serían
mayores por tener doble brida adicional.

Una opción practica, sin cambiar la posición establecida, recomienda bajar
una parada de tubería del diámetro mayor para cerrar el preventor inferior y
cambiar arietes al superior.

184. 9. Conexiones superficiales de control 9.3 Pruebas operativas de los preventores
con la unidad de cierre (API)

180


9.3 PRUEBAS OPERATIVAS DE LOS PREVENTORES CON LA UNIDAD
DE CIERRE (API)

Para una aceptación de campo, esta prueba debe llevarse a cabo cada vez que se
ponga en servicio un preventor de reventones, nuevo o rehabilitado, o un
preventor de reventones de condición desconocida.

Inspección para determinar si hay fugas en el sello de la cámara de cierre.

· Desconecte la línea de abrir.

· Aplique la presión de cierre (presión recomendada por el fabricante para el
sistema hidráulico del preventor.)

· Observe el puerto de la línea de abertura para ver si hay fugas de fluido, no
hacerlo en forma directa.

· Libere la presión de cierre.

· Conecte la línea de abertura y quite la línea de cierre para la siguiente
operación.

Inspección para determinar si hay fugas en el sello de la cámara de abrir.

· Aplique la presión de abrir.

· Observe el puerto de la línea de cierre para ver si hay fugas de fluido.

· Libere la presión de abrir.

· Conecte la línea de cerrar.

Nota. Recuerde cerrar los preventores de arietes para tubería con T.P en
el pozo y en el caso de los arietes ciegos, operarlos para su cierre inicialmente con
presión baja y posteriormente incrementar su presión de cierre normal, con la
finalidad de no dañar los elastómeros.

185. 9. Conexiones superficiales de control 9.3 Pruebas operativas de los preventores
con la unidad de cierre (API)

181


Estas operaciones de pruebas realizadas en el preventor son
complemento de las pruebas hidráulicas programadas en el arre glo de
preventores. Con base en las pruebas descritas, se adquieren conocimientos y
experiencia, para cuando se requiera verificar la comunicación de las cámaras de
presión de cierre y de abrir.

Cuando un preventor se encuentra cerrado para control del p ozo, se
pueden verificar si hay fugas, observando el depósito de fluido hidráulico en donde
se encuentran instaladas las válvulas de cuatro vías, verificando si hay salida d e
fluido hidráulico en algunas de ellas. Esta misma prueba se realiza cuando las
válvulas de cuatro vías se mantienen en posición abierta.

186. 9. Conexiones superficiales de control 9.4 Ley de los gases

182



9.4 LEY DE LOS GASES

En el comportamiento térmico de la materia, es de nuestro interés cuatro
cantidades medibles: la presión, el volumen, la temperatura y la masa de una
muestra. En este tema sólo nos enfocaremos a la presión y volumen con respecto
a un gas, donde sus moléculas individuales están tan distantes entre si que la
fuerza de cohesión que existe entre ellas es generalmente pequeña.

Un gas ideal se considera como aquel en donde su comportamiento no se
ve afectado en lo absoluto por fuerzas de cohesión o volúmenes moleculares.
Aunque no existen gases reales considerados como ideales, en condiciones
normales de temperatura y presión, el comportamiento de cualquier gas es muy
parecido al comportamiento de un gas ideal. Las observaciones experimentales de
los gases reales han conducido a deducciones de leyes físicas generales que
rigen su comportamiento térmico. Una de las primeras mediciones térmica de los
gases fue realizada por Roberto Boyle, demostrando, en 1660, que el volumen de
un gas es inversamente proporcional a su presión, considerando la temperatura y
masa constante.



Ley de Boyle: Siempre que la masa y la temperatura de una muestra de
gas sea constante, el volumen del gas es inversamente
proporcionalmente a su presión absoluta.

187. 9. Conexiones superficiales de control 9.4 Ley de los gases

183





Figura 9.2

188. 9. Conexiones superficiales de control 9.5 Cálculo del volumen de fluido
hidráulico en la unidad de cierre

184


9.5 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO HIDRÁULICO EN LA UNIDAD
DE CIERRE

El cálculo del volumen de fluido hidráulico en la unidad de cierre nos proporciona el
número de acumuladores necesarios que debe tener el sistema, para que permita
almacenar fluidos con la energía suficiente para cerrar todos los preventores y
abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y se registre una presión
final de los acumuladores (presión de la unidad de cierre) de por lo menos 200
lb/pg
2
mayor que la presión de precarga, (RP-53-API)*.

Para calcular el volumen de fluido hidráulico se aplican los criterios de:
presiones normales, alta presión y el canadiense, así como la siguiente formula de
la ley de Boyle (Fig. 9.3).
1
3
2
3
3
P
P
P
P
V
V
T
-
=

*Las fuentes de energía (eléctrica y neumática) se aíslan para realizar la prueba.

Figura 9.3 Volumen de fluido disponible por botella, manteniendo 200 lb/pg
2
arriba de la presión de
precargo.

189. 9. Conexiones superficiales de control 9.6 Desviador de flujo (Diverter)

185



9.6 DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTER)

El sistema desviador de flujo se emplea como medio de control del pozo, antes de
cementar la tubería de revestimiento superficial e instalar el conjunto inicial de
preventores, con el fin de poder manejar los posibles flujos de formaciones muy
someras, derivándolas a sitios alejados del equipo y del personal. Los desviadores
no han sido diseñados para cerrar el pozo ni detener el f lujo sino más bien para
permitir la desviación del flujo hacia una distancia segura y controlada.

Uno de los mejores diseños del sistema de desviador de flujo, es que en el
momento de cerrar el desviador de flujo automáticamente debe de abrirse la
válvula (s) en su parte inferior. Se recomienda que las salidas laterales del
desviador sean de un diámetro interior mínimo de 10” en equipo terrestre, y de 12”
en equipo marinos. Una válvula de 10” tiene un área de flujo de 78.54 pg
2,
que es
el equivalente a d os válvulas de diámetro interior aproximadamente de 7”, las
cuales se pueden ocupar en caso de no tener una de 10”.

Cuando se instale un sistema de desviador de flujo, se recomienda lo
siguiente:

· Adiestrar al personal para su operación.

· Para garantizar el funcionamiento correcto del sistema, se debe de
activar cuando se instale y si es necesario a intervalos apropiados
durante las operaciones, en este último caso se puede aprovechar para
realizar simulacros.

· Debe bombearse fluido a través de cada línea desviadora, para verificar
que no se encuentren tapadas.

190. 9. Conexiones superficiales de control 9.7 Inspección en la instalación de las
conexiones superficiales de control

186


9.7 INSPECCIÓN EN LA INSTALACIÓN DE LAS CONEXIONES
SUPERFICIALES DE CONTROL

Una de las actividades críticas y de mayor importancia en materia de seguridad del
personal y del pozo, es la de realizar las inspecciones durante la instalación de las
conexiones superficiales de control, así como verificar que las pruebas hidráulicas
se realicen de acuerdo a los procedimientos de campo establecidos, ya que es la
única forma de asegurarnos que nuestro equipo se encuentra en condiciones
operativas adecuadas para cuando se requiera su uso.

Para tener una información completa sobre la inspección que se debe realizar en
la instalación de las conexiones superficiales de control, se recomienda consultar
en el manual del perforador (Capítulo 10) las normas y recomendaciones
aplicadas a dicho sistema de control.

Actividad

Con base en la consulta de las normas y recomendaciones para las conexiones
superficiales de control, realizar una lista de verificación de la instalación del
sistema de control.

191. 9. Conexiones superficiales de control 9.8 Aplicaciones

187



9.8 APLICACIONES

· Disponga de un arreglo de preventores de la última etapa de perforación del
área en que se encuentre laborando y analice el conjunto del sistema.

Arreglo de preventores:

Posición del ariete ciego:

Ventajas Desventajas













· Calcular la cantidad de fluido hidráulico y el número de acumuladores con
base en los tres criterios.

Datos:

Arreglo: 13 5/8 - 5M – RSRA
Unidad de cierre: 3000 psi (Koomey)
Precarga: 1000 psi
Capacidad total del acumulador: 10 gal.
Válvula hidráulica en la línea de estrangulación.
Preventor de ariete tipo “U”, Cameron.
Preventores anular (esféricos) tipo “D”, Cameron.

192. 9. Conexiones superficiales de control 9.8 Aplicaciones

188



Operaciones:

Volumen para abrir y cerrar los preventores y válvula hidráulica.

Abrir cerrar
Preventor anular 10.34 gal 12.12 gal
Preventor de ariete 5.2 gal 5. 5 gal
Preventor de ariete 5.2 gal 5.5 gal
Válvula hidráulica 0.5 gal 0.5 gal
Total 21.24 gal 23.62 gal

Criterios
Presiones normales Alta presión Canadiense
Factor de seguridad 50%,
con una presión remanente de
1200 psi:

Vol. Para cerrar – 23.62 gal.
Factor de seg. - 11.81 gal.
Total (Vt) 35.43 gal

Ley de Boyle:

V3=
5.0
43.35
3000
1000
1200
1000
43.35
=
-


V3 =70.86 gal. de fluido
hidráulico

17.14
5
86.70
=

Se requieren 14 acumuladores.

Método práctico:

Vol. Para cerrar x 3
23.62 gal x 3 = 70.86 gal.

Factor de seguridad 100%, con
una presión remanente de
1200 psi:

Vol. Para cerrar – 23.62 gal.
Factor de seg. - 23.64 gal.
Total (Vt) 47.24 gal

Ley de Boyle:

V3=
5.0
24.47
3000
1000
1200
1000
24.47
=
-


V3 = 94. 48 gal. de fluido
hidráulico

896.18
5
.48.94
=

Se requieren 19 acumuladores.

Método práctico:

Vol. Para cerrar x 4
23.62 gal x 4= 94.88 gal.

Cerrar + abrir + cerrar, con una
presión remanente de 1200
psi:

Vol. para cerrar – 23.62 gal.
Vol. para abrir – 21.24 gal.
Vol. Cerrar - 23.62 gal.
Total (Vt) 68.48 gal.

Ley de Boyle:

V3=
5.0
48.68
3000
1000
1200
1000
48.68
=
-


V3 =136.96 gal. de fluido
hidráulico

39.27
5
96.136
=

Se requieren 27 acumuladores.

Método práctico:
Vol. Para cerrar/abrir x 2
68.48 gal x 2 =136 .96 gal.

193. 9. Conexiones superficiales de control 9.8 Aplicaciones

189



· ¿Qué volumen de gas hidrógeno a presión atmosférica se requiere para
llenar un tanque de 5000 cm
3
bajo una presión manométrica de 5.5 kg/cm
2
?
Presión atmosférica – 1.033 kg/cm
2


Operaciones:

V1 =? V2= 5000 cm
3
P1 = 1.033 Kg/cm
2
P2= 5.5 + 1.033 = 6.533 kg/cm
2

P1 x V1 = P2 x V2

V1 =
3
32
1
12
/033.1
5000/533.6
cmkg
cmcmkg
P
xVP ´
=

V1= 31,621.0 cm
3


· Con base en l a recomendación del API (tema 9.5) realizar el siguiente
cálculo:
Si un acumulador (botella) de la unidad de 3000 lb/pg
2
, se le suministra
inicialmente una presión de precarga igual a 1000 lb/pg
2
¿Cuál es el
volumen de fluido hidráulico aprovechable si se deja una presión remanente
de 1200 lb/pg
2


Operaciones:
Capacidad del acumulador -10 gal.

194. 191




















10. BARRENAS

196. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

193


10.1 SELECCIÓN DE UNA BARRENA TRICÓNICA O DE CORTADORES
FIJOS (PDC) PARA PERFORAR.

Criterios de selección de barrenas

Objetivos de perforación

Para el proceso de selección es fundamental conocer los objetivos de perforación,
que incluyen todo tipo de requisitos especiales del personal 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 Pemex y sus requisitos de perforación.

Rendimiento. Uno de los principales objetivos del personal técnico 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 b usca principalmente la
máxima cantidad de metros en un tiempo de rotación aceptable, eliminando así el
costoso tiempo del viaje.

Direccional. El tipo de pozo direccional es un criterio importante cuando se deben
de seleccionar las características de las barrenas ya sea 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 muy prolongadas que son óptimas para las
aplicaciones 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, todos ellos,
parámetros de selección fundamentales 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 costos
así lo determinen; en caso contrario se debe 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 adecuada selección de barrenas. Los
análisis históricos comienzan con una colección de registros o récords de barrenas
e información relacionada con el pozo. Se debe tener la precaución de que los
registros de barrenas sean representativos de lo que será perforado en el pozo
objetivo. La información también debe ser actualizada y reflejar los tipos de
barrenas recientes, es decir, de menos de dos años de antigüedad. Por supuesto,

197. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

194


esto no es posible en el caso de pozos de exploración o en los pozos de campos
más antiguos que no han sido perforados recientemente. En estos casos, se
dependerá principalmente de la información geológica y debería considerar el
primer pozo como una referencia para las recomendaciones de las aplicaciones
futuras.

El análisis de los registros de las barrenas puede ofrecer datos de gran
valor si éstos se registran en forma precisa y completa.

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
puede ocultar las características de dureza de la roca. Esto es particularmente
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.

Fluidos de perforación. El tipo y la calidad del fluido de perforación que se utiliza
en el pozo tienen un efecto muy importante en el rendimiento de la barrena. Los
fluidos de perforación con base aceite mejoran el rendimiento de las estructuras
de corte de 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 las formaciones 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 surgencia 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 todas las
secciones del fondo del pozo. Los análisis históricos mostrarán 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 e l enfriamiento y pueden provocar daños térmicos en la
estructura de los cortadores. La falta de la limpieza sólo hará que la barrena se
embole, lo que provocará un rendimiento deficiente o nulo. Existen diseños de
barrenas que aliviarán parcialmente algunas de estas condiciones, pero para

198. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

195


alcanzar un rendimiento óptimo se deben utilizar los mejores parámetros de
hidráulica en las aplicaciones de barrenas de diamante.

Énfasis en los costos. Indica la sensibilidad del personal con respecto al costo. 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 mejoraría s i se selecciona una barrena de perforación de alta
calidad. La barrena debe tener las cualidades que satisfagan las necesidades de
aplicación de la compañía perforadora sin aumentar indebidamente su costo. Una
barrena de diamante que pueda volver a utilizarse da lugar a costos más bajos de
perforación. Así la compañía perforadora tendrá la oportunidad de utilizar un
producto de alta tecnología que, en otro caso, sería una situación económica
marginal.

Restricciones de 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 se corresponden con escalas reducirán la eficiencia del costo
del producto. Cuando se encuentran estas situaciones se debe considerar una
barrena de roles. Por el contrario, algunas restricciones brindan oportunidades
para seleccionar una barrena de diamante.

Limitaciones de peso sobre barrena. Cuando se encuentran situaciones de PSB
limitado, una estructura de corte eficiente como un 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 el personal técnico
espera utilizar en la barrena, indica los parámetros de vibración y resistencia al
desgaste que se necesitarán para mantener un desgaste parejo de la barrena y
prolongar su duración. Las barrenas de diamante se pueden utilizar mejor que las
barrenas de roles a altas velocidades de rotación.

Formaciones nodulares. Las formaciones de ftanita, pirita y conglomerados se
denominan comúnmente formaciones nodulares. Por lo general, en este tipo de
formaciones no se puede utilizar 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 planifican más de dos horas de operaciones de ampliación, se
debe considerar seriamente la corrida de una barrena de roles. El ensanche
excesivo puede dañar la superficie del calibre de una barrena de diamante porque
las cargas de la barrena se concentran en una superficie muy pequeña. La

199. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

196


vibración lateral también se debe considerar. La estructura de corte está sólo
parcialmente engranada y, por tanto, hay escasas oportunidades, o ninguna, para
que las características del diseño de la barrena puedan funcionar.

Pozos profundos. Estos pozos pueden resultar en una cantidad desproporcionada
de tiempos de viaje con respecto al tiempo de perforación. Como resultado, la
eficiencia de perforación es extremadamente reducida. Se debe considerar una
barrena de diamante para ofrecer mayor duración de la barrena (menos viajes) y
una mejor eficiencia general de 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 de PSB, que resultará en un mayor
coeficiente de penetración. Se debe considerar una barrena de diamante para
aumentar el coeficiente de penetración y para permanecer en el pozo durante
periodos prolongados.

Aplicaciones con motores. Algunos motores dentro del pozo funcionan a altas
velocidades ( a más de 250 R.P.M.). Las excesivas R.P.M aumentan la carga
térmica en los cojinetes y aceleran las fallas de la barrena. Se debe considerar
una barrena de diamante, que no tiene partes móviles, para optimizar las R.P.M y
los objetivos de perforación.

Atributos del medio ambiente

Para lograr una selección total de barrenas para el pozo que se va a perforar es
necesario analizarlo por secciones que se puedan manejar. El más evidente es,
por supuesto, el diámetro del pozo. Luego se podrá subdividir cada sección del
pozo en intervalos con atributos comunes respecto a su medio ambiente. El
rendimiento económico es una función del costo operativo, el costo de las
barrenas, el coeficiente de penetración y el intervalo perforado.

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 indicará los parámetros individuales de
selección de barrenas tricónicas o de diamante. En formaciones en donde pueden
perforar las barrenas de diamante con ritmos de penetración mucho mayores que
las barrenas tricónicas es indiscutible su utilización. Debido a lo anterior en los
últimos años cuando se selecciona una barrena, antes que nada se hacen
estudios para seleccionar las de diamante.

200. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

197


Tipo de roca

Si se cuenta con datos precisos sobre las formaciones que deberán perforarse en
el intervalo objetivo, se podrá seleccionar con más facilidad la estructura óptima de
corte y la densidad que requiere la aplicación, ya 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 sean aún más importantes los tipos litológicos
desfavorables, que seguramente 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. Para las barrenas de diamante indican la densidad
requerida para los cortadores, la configuración hidráulica y permiten estimar la
duración de la barrena y su coeficiente de penetración.

De transición. Indica cambios en la dureza de la formación del intervalo objetivo.
Provocará cargas disparejas en el perfil de la barrena a través de la transición. Las
vibraciones axiales, de torsión y laterales son, posiblemente, factores en este
medio ambiente. La calidad y la densidad específicas de los cortadores
constituirán 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. Para las barrenas tricónicas sólo basta 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 deberá
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 impregnadas,
pueden perforar eficazmente en estas aplicaciones.

201. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

198


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 fundamental 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 tecnología y el diseño de las barrenas. Existen parámetros de
selección de barrenas que se refieren especialmente al control de la vibración. La
selección de calibre también desempeña una función importante para determinar
el nivel de control de la vibración d e acuerdo con el diseño de barrena ya sea
tricónica o de diamante.

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.

Algunos de estos registros son utilizados cuando se evalúa principalmente
una aplicación de barrena de diamante. Los registros necesarios son: neutrones,
rayos gamma, sónico y densidad. A continuación se describe cada uno de ellos.

Registro de neutrones

Mide la capacidad de las formaciones para atenuar los flujos de neutrones. Puesto
que la masa atómica esta muy cercana al hidrógeno, los neutrones no pueden fluir
fácilmente a través de formaciones que tengan alto contenido de hidrógeno, lo
cual permite medir el hidrógeno de la formación. Esta medida se puede usar para
computar la porosidad de la formación. (Gráfica 10.1)

Registro de rayos gamma

Detecta el grado de radiación gamma natural que emiten las formaciones. Esto
permite identificar los intervalos de lutita que emiten altos niveles de radiación. El
registro diferencia las lutitas de las areniscas y de los carbonatos y es lo bastante
preciso para detectar lechos delgados de lutitas y arcillas. (Gráfica 10.1)

202. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

199



Gráfica 10.1

203. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

200


Registro sónico

Depende de la propagación de las ondas acústicas a través de la formación. Las
ondas las g enera un transmisor situado en la herramienta. Receptores, también
puestos en la herramienta, vigilan las ondas de retorno y calculan el tiempo de
desplazamiento. Mientras más corto sea el intervalo entre la emisión y la
recepción de las ondas, más densa es la formación. (Gráfica. 10.2)


Gráfica 10.2

204. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

201


Registro de densidad

Mide la densidad en masa de la formación. La herramienta de registro tiene una
fuente de rayos gamma y algunos detectores. Formaciones de baja porosidad
dispersan los rayos gamma y así pocas logran ser detectadas por la
instrumentación de la herramienta. Las formaciones de alta porosidad tendrán
menor efecto de dispersión que los rayos, y así logran que mayor cantidad llegue
a ser detectada. (Ver gráfica 10.1)

Análisis de resistencia a la compresión

Es un m étodo cualitativo, relativamente nuevo para calcular la dureza de la roca,
muy útil para determinar cuándo se debe usar barrenas PDC. Antiguamente, el
análisis de la dureza de las rocas se basaba en el uso de registros de la velocidad
de las ondas sonoras, obtenidos 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 naturaleza de
la roca no confinada. Aunque este enfoque es mejor que el de usar d irectamente
las velocidades sónicas, el cálculo de la dureza de rocas no confinadas así
obtenido es frecuentemente más bajo que el de las rocas comprimidas
(confinadas) que se perforan. La resistencia de la roca es su dureza a 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 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 las formaciones en el
fondo del pozo.

Los programas utilizan los registros sónico y de rayos gamma, así como
gran número de datos de ingreso de registros del lodo. Dentro de la escala de
litologías, para la cual son válidos los programas, la dureza de las rocas se puede
determinar con más precisión. El programa genera gráficos, en formato de
registros, que muestran trazas de los datos originales de los registros del lodo, la
litología interpretada por las computadora, los valores calculados de la resistencia
de la roca confinada y otros datos opcionales sobre las características mecánicas
de la roca.(Gráfica 10.3)

205. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

202



Gráfica 10.3

206. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

203


Con el fin de tener un panorama de cómo funcionan los programas de cómputo
para obtener la resistencia de las rocas a partir de los registros antes
mencionados, presentamos el siguiente diagrama de flujo.










GAMMA
SÓNICO
REGISTROS DEL LODO

FRACCIÓN DE ARCILLA

SÓNICO
MÓDULO
YOUNG
(ELASTICIDAD)
RESISTENCIA
DE LA ROCA
CONFINADA
(LBS/PG
2
)

POROSIDAD

DENSIDAD

207. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

204


Selección en función de la formación que se va a perforar

La primera y más importante tarea para seleccionar y utilizar una barrena en una
aplicación específica es realizar la completa descripción de las formaciones que se
han de perforar. El conocimiento de sus propiedades físicas puede demostrar
algunos indicativos sobre el tipo de barrena que se debe seleccionar en intervalos
determinados.

Si la formación es muy elástica, tiende a deformarse cuando se comprime
en lugar de fracturarse. Aunque la roca tenga resistencia a la compresión
relativamente baja, es posible que la barrena no genere recortes fácilmente. En
estas situaciones cuando se perfora con barrenas PDC se recomienda cortadores
grandes.

Las barrenas PDC se desarrollaron primordialmente para perforar
formaciones sedimentarias blandas a medianas que antes se perforaban con
barrenas de dientes fresados y con barrenas con insertos de carburo de
tungsteno. En estas formaciones blandas, las barrenas PDC han logrado ritmos de
penetración hasta tres veces más altos que con barrenas de rodillos.

El incremento de los ritmos de penetración se debe al mecanismo de corte
por cizallamiento de las barrenas PDC, a su más larga duración efectiva, a la
resistencia de los diamantes a la abrasión y al hecho de que las barrenas PDC
carecen de piezas móviles que puedan fallar. La siguiente lista resume los
principales tipos de formaciones, en orden descendente de dificultad para
perforarlas. Las formaciones que se consideran aptas para perforarse con
barrenas PDC son las de tipo 1 a 7, si bien en ciertas aplicaciones se puede usar
para perforar areniscas blandas (tipo 8) y algunas evaporitas (tipo 9, 10 y 11). Las
formaciones de tipo 12 ó de números más altos aún no se pueden perforar con
barrenas PDC.

· Arcilla

· Barro compacto (mudstone)

· Marla

· Evaporita

· Yeso

· Lutita

208. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

205


· Limo

· Arenisca

· Anhidrita

· Caliza

· Dolomita

· Conglomerado

· Horsteno

· Rocas volcánicas

Debe recordarse que dentro de cada grupo de fo rmaciones hay
“subgrupos”, algunos de los cuales no se pueden perforar con barrenas PDC, al
menos hasta ahora con la tecnología existente.

La resistencia de la roca puede estar 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 estas anomalías son las lutitas
Laffan de Dubai y las lutitas Wolfcamp de Texas, las cuales son rocas de
carbonato.

En las tablas 10.1, 10.2 y 10.3 se proporciona una guía para seleccionar
una barrena tricónica o PDC para perforar.

209. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

206


Tabla 10.1Características de diseño, construcción y funcionamiento de las barrenas de dientes de acero
maquinado.

210. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

207


Tabla 10.2Características de diseño, construcción y funcionamiento de las barrenas de dientes de
insertos de carburo de tungsteno.
Clasificación de la
Barrena
Tipo de
Barrena
Descripción de
la Formación ó
Roca
Estructura
Cortadora
Excentricidad
y Ángulo de
Cono
Tamaño de los
Baleros y
Espesor de la
Concha
Acción Cortadora


Formación

Medio
Suave


511, 514,
516 521,
524, 526
Suaves no
consolidadas
baja resistencia
a la compresión
y alta
perforabilidad
tales como
arcillas, lutitas,
sal, etc. De
intervalos
considerables.
Insertos
blandos:
insertos en
forma de
dientes de
extensión
máxima.
Insertos
blandos
proveen acción
rascadora y
raspadora.
Los insertos
blandos proveen
conchas de cono
más delgadas y
baleros más
pequeños.
Principalmente
rascado-raspado
con un mínimo
requerimiento de
astillado triturado.


Formación

Media


531, 534,
536, 611,
614, 616

Intercalaciones
más blandas de
formaciones
duras (caliza,
dolomitas y
lutitas arenosas
duras).


Fundamentalmente
astillado y rascado
con algo de acción
trituradora.




Formación

Media

Dura



621, 624,
626, 711,
714, 716

Intercalaciones
medias en
formaciones
duras (pedernal,
granito, basalto,
formaciones
cuarcíticas).












Insertos
medios:
insertos en
forma de
cuña de
extensión
media.







Insertos
medios: acción
trituradora con
ligero raspado.







Insertos tipo
medio, previsto
de una sección
de concha más
gruesa para
mayor
resistencia.

Principalmente
trituradora con algo
de acción
rascadora.


Formaciones

Extremadamente

Duras



721, 724,
726, 811,
814, 816


Las más duras
de las
formaciones
duras y
abrasivas
(cuarcitas y
arenas
cuarcíticas
duras).

Insertos
duros:
insertos en
forma cónica
de mínima
extensión
con máxima
resistencia.

Insertos duros:
acción
trituradora.

Inserto tipo duro,
provisto de
baleros grandes
con una sección
de concha
gruesa.

Solamente acción
trituradora y
fracturadora.

211. 10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o de
cortadores fijos (PDC) para perforar

208


Tabla 10.3
GUÍA DE SELECCIÓN DE BARRENAS DE DIAMANTE
Barrenas PDC

Barrenas D.N Barrenas TSP Formación Tipo de Roca
Código I. A. D. C.
Formación suave
con capas
pegajosas y baja
resistencia
compresiva.

Lutita
Marga

M 314
M 611
M 612
M 672
M 342

Formación suave
con baja
resistencia
compresiva y alta
perforabilidad.

Marga
Sal
Anhídrita
Arcilla


M 312
M 645


D 2 R I
D I X 2

Formación suave
a media con baja
resistencia
compresiva con
intercalación de
capas duras.

Arena
Arcilla
Yeso


M – 646
M – 346
M – 256



D 2 R 2
M 2 6 3

T 2 R 8
T 6 4 6
Formación media
a dura densa con
alta a muy alta
resistencia
compresiva pero
no abrasiva o con
pequeñas capas
abrasivas.

Arcilla
Mudstone
Arenisca
Caliza
Dolomía
Anhidrita

D 2 X 5
D 4 X 6

T 2 X 8
T 2 R 8
Formación dura y
densa con muy
alta resistencia
compresiva y
algunas capas
abrasivas.

Siltstone
Arenisca
mudstone

D 5 X 9
D 4 X 9

D 5 6 0
Formación
extremadamente
dura y abrasiva.

Cuarcita
Volcánica

D 5 6 0

212. 10. Barrenas 10.2 Tecnología de los cortadores fijos

209



10.2 TECNOLOGÍA DE LOS CORTADORES FIJOS

Barrenas de cortadores fijos

Las barrenas de diamante tienen un diseño muy elemental. A diferencia de las
tricónicas, carecen de partes móviles, aunque esta característica sería deseable.
El material usado para la construcción, además de los diamantes, puede variar
según el tipo de las barrenas y de las características de los fabricantes.
Normalmente el cuerpo fijo de la barrena puede ser de acero o de carburo de
tungsteno (matriz) o una combinación de ambos.

Estas barrenas son fabricadas con diamante natural o sintético, según el
tipo y características de la misma. La dureza extrema y la alta conductividad
térmica del diamante lo hacen un material con alta resistencia para perforar en
formaciones d uras a semiduras, y en algunos tipos de barrenas, hasta
formaciones suaves.

Las barrenas de diamante, a excepción de las barrenas PDC, no usan
toberas de lodos para circular el fluido de control para aprovechar su hidráulica.
Están diseñadas de tal manera que el fluido de perforación pueda pasar a través
del centro de la misma, alrededor de la cara de la barrena y entre los diamantes
por unos canales llamados vías de agua o de circulación. (Fig.10.1)



Figura 10.1 Barrena de diamantes

213. 10. Barrenas 10.2 Tecnología de los cortadores fijos

210



Los conductos para encauzar el fluido de perforación (vías de agua), en
las barrenas de diamantes no son tan variables como los de las barrenas de
chorro con toberas. Estas tienen dos configuraciones básicas, el flujo con matriz y
el flujo radial, también existen variaciones de cada tipo, así como combinaciones
de ambos.

Por la configuración de este tipo de barrenas, el fondo del agujero se
encuentra junto a las vías de circulación para crear restricciones al flujo, y así
forzar el fluido de perforación a través del diamante para limpiar y enfriar la
barrena y, a la vez, cortar la roca por fricción y compresión. Por lo general entre
más dura y más abrasiva sea la formación, más pequeño será el diamante que se
debe usar en la barrena.

Códigos IADC para barrenas de cortadores fijos

La IADC desarrolló un sistema de codificación para la identificación de barrenas
de cortadores fijos que incluye a todos los tipos: diamante natural, compactos de
diamante policristalino (PDC) o de diamante térmicamente estable (TSP). Este
código consiste en cuatro caracteres (una letra y tres números) que describen
siete características básicas:

1. Tipo de cortadores.
2. Material del cuerpo de la barrena
3. Perfil de la barrena.
4. Diseño hidráulico para el fluido de perforación.
5. Distribución del flujo.
6. Tamaño de los cortadores.
7. Densidad de los cortadores.

En función de la identificación con el código IADC, existen por lo menos
cinco aspectos fundamentales en el diseño de las barrenas de diamante: la forma
de los cortadores, ángulos de inclinación lateral y de retardo, tipo de protección al
calibre y longitud de la sección del calibre. Si bien todos ellos son factores
importantes en el desarrollo de las barrenas de diamante, lo que se pretende con
este código IADC es dar una idea del tipo de barrena y lograr que se identifiquen
fácilmente sus principales características.

Cabe hacer notar, que a diferencia del código IADC para barrenas
tricónicas, el código IADC para barrenas de diamante no los relaciona con la
formación por perforar. Únicamente, como ya se mencionó, se pueden identificar
sus características más elementales ( Ver tablas de códigos IADC en el manual
para Perforador-Cabo. Capítulo 5. Barrenas).

214. 10. Barrenas 10.2 Tecnología de los cortadores fijos

211



Barrenas de diamante natural

Las barrenas de diamante natural, al igual que las de otros tipos de diamante,
tienen un cuerpo fijo cuyo material puede ser de matriz o de acero (ver Fig. 10.1).
El tipo de flujos es radial o de contramatriz, y el tipo de cortadores es de diamante
natural incrustado en el cuerpo de la barrena, con diferentes densidades y diseños
como se clasifica en el código IADC.

El uso de estas barrenas es limitado en la actualidad salvo en casos
especiales para perforar formaciones muy duras, y cortar núcleos de formación
con coronas de diamante natural (Fig. 10.2).
Figura 10.2 Coronas de diamante natural.

Otro uso práctico es la aplicación de barrenas desviadoras (Side Track),
para desviar pozos en formaciones muy duras y abrasivas (Fig. 10.3).

Figura 10.3 Barrenas desviadoras (SIDE TRACK)

215. 10. Barrenas 10.2 Tecnología de los cortadores fijos

212



El mecanismo de corte de este tipo de barrenas es por fricción y arrastre,
lo cual genera altas temperaturas. El tipo de diamante utilizado para su
construcción es el diamante en su forma natural y no comercial; el tamaño varía
de acuerdo con el tipo de diseño de la propia barrena: entre más dura y abrasiva
sea la formación, más pequeño será el diamante que se debe usar. Los diamantes
utilizados para este tipo de barrenas son redondos, pero de forma irregular.

El diamante natural e s una forma cristalina y pura de carbón con una
estructura cúbica de cristal. Es el material más duro hasta ahora conocido y en su
forma natural el 80% de los diamantes es para uso industrial, mientras que el solo
20% son para gemas de calidad tras varios procesos de limpieza y depuración.

Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP)

El diseño de las barrenas de diamante térmicamente estable (TSP), al igual q ue
las de diamante natural, es de un solo cuerpo sin partes móviles. Son usadas para
perforación de rocas duras como caliza dura, basalto, y arenas finas duras, entre
otras. Son un poco más usadas para la perforación convencional que la barrenas
de diamante natural. La Fig. 10.4 muestra el tipo de barrena de diamante TSP.















Figura 10.4 Barrenas de diamante TSP

El uso de las barrenas TSP también es restringido por que, al igual que las
de diamante natural, presentan dificultad en su uso por restricciones de hidráulica.
Así las vías de circulación están prácticamente en contacto directo con la
formación y, además, se generan altas torsiones en la tubería de perforación por
la rotación de las sartas, aunque en la actualidad se pueden usar con motores de
fondo.

216. 10. Barrenas 10.2 Tecnología de los cortadores fijos

213



Este tipo de barrenas usa como estructura de corte, diamante sintético en
forma de triángulos pequeños no redondos, como es el caso de las barrenas de
diamante natural. La densidad, tamaño, y tipos son características que determinan
cada fabricante. Estas barrenas también tienen aplicación para cortar núcleos y
desviar pozos cuando así lo amerite el tipo de formación.

Las barrenas TSP originalmente fueron diseñadas con diamante sintético
fabricado en 1955, por la General Electric. Esta enorme compañía diseñó aparatos
capaces de obtener presiones de 100,000 psi y más de 70,000º F de temperatura
simultáneamente. Esto no fue fácil, sin embargo se tuvo éxito en la sintetización
de diamantes que es, precisamente, otra forma de carbón.

Barrena de compacto de diamante policristalino (PDC)

Las barrenas PDC pertenecen al conjunto de barrenas de diamante con cuerpos
sólidos y cortadores fijos y, al igual que las barrenas TSP, utilizan diamante
sintético. 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 de diamante natural y las TSP, su diseño hidráulico se realiza con sistema
de toberas para lodo, al igual que las barrenas tricónicas.

El mecanismo de corte de las barrenas PDC es por arrastre. Por su diseño
hidráulico y el de sus cortadores en forma de pastillas tipo moneda y, además, por
sus buenos resultados en la perforación rotatoria, este tipo de barrenas es la más
usada en la actualidad para la perforación de pozos petroleros. También
representa muchas ventajas económicas por su versatilidad.

Por su diseño y características, las barrenas PDC cuentan con una gran
gama de tipos y fabricantes, especiales para cada tipo de formación: desde muy
suaves hasta muy duras, y en diferentes diámetros según el diseño de los pozos.
Además, estas barrenas pueden ser rotadas a alta velocidades, utilizadas con
turbinas o motores de fondo, con diferentes pesos sobre barrena y por su alta
resistencia, así como fácil manejo según las condiciones hidráulicas.

La experiencia de campo con estas barrenas ha creado entre el personal
operativo la creencia de que contribuyen al incremento del ángulo de desviación
del pozo. Esto no ha sido comprobado totalmente; lo cierto es que la teoría de
fabricación de estas barrenas es de efecto contrario, pues por su cuerpo fijo,
tiende a la estabilización del pozo.

217. 10. Barrenas 10.2 Tecnología de los cortadores fijos

214



Una desventaja de este tipo de barrenas son los pro blemas de
acuñamiento en formaciones deleznables y en pozos donde se debe repasar el
agujero por constantes derrumbes de la formación. Este fenómeno contribuye a
que la formación las atrape más fácilmente que una barrena tricónica.

Una secuencia lógica para selección adecuada de una barrena PDC contempla los
siguientes pasos:

a). Obtener información de los pozos prospecto: identificar el objetivo del pozo,
diámetro del agujero, datos del intervalo a perforar, tipo de formación,
contacto geológico, litología, condiciones y requerimientos especiales del
pozo, determinación de restricciones e indicaciones de la perforación.

b). Seleccionar la estructura de corte, cuerpo y perfil de la barrena: identificar el
tipo, tamaño, densidad, distribución e inclinación de los cortadores.
También el tipo de perfil y cuerpo de la barrena lo cual ayudará a la óptima
estabilización y agresividad durante la perforación.

c). Elaborar análisis económico: identificar la ganancia o ahorro esperado con
el uso de este tipo de barrenas con base en el costo por metro y
rentabilidad económica, entre otros.

d). Seleccionar el diseño hidráulico: identificar la hidráulica óptima para
perforar, así como el tipo de fluido de control usado, con base en la limpieza
de los recortes y el enfriamiento de la barrena.

Barrenas especiales

· Barrenas desviadoras
· Barrenas monocónicas
· Barrenas especiales

Las barrenas de chorro desviadoras a veces se emplean para la
perforación direccional de formaciones blandas durante operaciones de desviación
del agujero. La tubería de perforación y la barrena especial son bajadas dentro del
agujero; y el chorro grande es apuntado de modo que, cuando se aplica presión
de las bombas, el chorro deslava el lado del agujero en una dirección específica.

Una barrena considerada para trabajar en condiciones especiales es la
barrena para perforar con aire. Las barrenas de chorro de aire están diseñadas
para la perforación con aire, gas ó neblina, como medio de circulación. Estas
barrenas están provistas de conductos para circular parte del aire, gas ó neblina a
través de los cojinetes no-sellados, con el fin de enfriarlos y mantenerlos limpios.

218. 10. Barrenas 10.2 Tecnología de los cortadores fijos

215



Los filtros de tela metálica colocados sobre la abertura de la entrada de
aire evitan que los ripios, u otras materias extrañas, obstruyan los cojinetes.

Además, existen otros tipos de barrenas especiales que, como su
clasificación lo indica, se usan para operaciones muy específicas y, por lo tanto,
no se considera su análisis económico comparativo para su aplicación directa.
Entre estas se pueden mencionar: las barrenas ampliadoras, las barrenas para
cortar tuberías de revestimiento, barrenas para perforar diámetros demasiado
grandes o pequeños, con aplicación de tubería flexible etcétera.

219. 10. Barrenas 10.3 Problemas más comunes en las
barrenas

216


10.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LAS BARRENAS

Factores que afectan el desgaste de las barrenas

Los factores que afectan el desgaste de las barrenas se puede dividir en:
geológicos, operativos, de manejo y de transporte. Los dos últimos parámetros
pueden obviarse; pero el primero debe ser b ien estudiado antes de definir el tipo
de barrena que se va a utilizar. Esto permitirá minimizar el desgaste y determinar
su rendimiento de operación sobre las formaciones que se van 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 q ue 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 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.

Factores operativos

Estos factores deben de ser diseñados 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 lograrse 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.

220. 10. Barrenas 10.3 Problemas más comunes en las
barrenas

217


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 a las de diamante, ya
que por su diseño pueden ser usadas como 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 d ebe 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 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 y
se afecte así el desgaste de las barrenas.

Un caso particular son las barrenas de conos diseñadas para ser usadas
con motor de fondo o turbina. 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 a 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.

221. 10. Barrenas 10.3 Problemas más comunes en las
barrenas

218


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, debe 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
debe anotar su número de serie, así como su tipo y su diámetro; revisarla en
busca de daños que le pudieron haber ocurrido en tránsito y finalmente
inspeccionar su interior para determinar si hay objetos extraños que pueden
obstruir las toberas.

Evaluación del desgaste de barrenas

Sistema IADC de clasificación de desgaste

El análisis y evaluación de cada barrena gastada puede ser de mucha utilidad
para decidir el tipo de barrena que se va a utilizar después y si, en su caso, la
práctica de operación debe ser modificada. Quien aprende a “leer” el desgaste de
cada barrena y entienda bien que significa su aspecto, estará muy cerca de
obtener el máximo rendimiento de cada una de ellas.

La información que se obtiene al evaluar el desgaste d e las barrenas
puede ser muy significativa. Este valor fue reconocido por la Asociación
Internacional de Contratistas de Perforación IADC (Interntional 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 del
desgaste no pudo ser aplicado y se tuvo que establecer un nuevo sistema. El
sistema de evaluación de desgaste para cortadores fijos fue desarrollado por el
Subcomité de Barrenas de Perforación de la IADC en 1987, y revisado en 1991.

La tarea de evaluar y clasificar el desgaste de las barrenas representa un
punto de gran importancia en aspectos clave para las operaciones de perforación:
las revoluciones por minuto; la hidráulica y el peso sobre barrena que influyen en
su rendimiento; para aprovechar al máximo su vida útil y así seleccionar mejor el
tipo de barrena idóneo para la formación que se va a perforar.

222. 10. Barrenas 10.3 Problemas más comunes en las
barrenas

219


El sistema de evaluación de desgaste puede ser utilizado para todas las
barrenas de conos, incluyendo a las de diamante natural (ND), de compactos de
diamante policristalino (PDC), de 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
de barrenas de cortadores fijos.

En este sistema, el desgaste se divide en ocho factores: las primeras
cuatro columnas definen el grado de desgaste de los dientes, insertos o
cortadores fijos de las hileras interiores y exteriores ya sea para barrenas de
conos ó de diamante, en escala de 0 a 8, con base en la cantidad de desgaste
comparada con el tamaño original del diente o el cortador, los números aumentan
con la cantidad de desgaste, el “cero” representa sin desgaste y el “ocho” indica
desgaste total de los dientes ó cortadores.

La primera columna representa los cortadores situados dentro de los dos
tercios del radio de la barrena para las de diamante, y para las barrena 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 será:

6
)324768( +++++


La segunda columna para las barrenas de diamante comprende el tercio
restante y para las barrenas tricónicas la hilera de dientes exteriores, si los
desgastes de una barrena de diamante 2, 1 y 3 entonces el desgaste de la hilera
exterior es:
2
3
)312(
=
++


En las barrenas de dientes la experiencia de campo es fundamental para
evaluar su desgaste, ya que al analizar la barrena se definirá el desgaste tanto de
las hileras interiores como exteriores.

223. 10. Barrenas 10.3 Problemas más comunes en las
barrenas

220


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 las 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 compresión se ilustran en la Fig. 10.5

224. 10. Barrenas 10.3 Problemas más comunes en las
barrenas

221



Figura 10.5

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

225. 10. Barrenas 10.3 Problemas más comunes en las
barrenas

222


· Inicio de desviación.
· Mantener, incrementar o reducir ángulo.
· Velocidad de perforación controlada por pérdida de circulación, cambio de
formación, etc.
· Utilización de motores de fondo, turbinas 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 con condiciones no óptimas de cualquier tipo por incapacidad del
equipo de perforación, como el gasto, las revoluciones por minuto, etc.

Con las observaciones mencionadas anteriormente, se tendrá un mejor
criterio para evaluar el desgaste y no se sacrificará el uso de un tipo de barrena
que ha sido seleccionado correctamente. Esto podría suceder en el caso de una
barrena de conos que se ha utilizado para iniciar a desviar, y al evaluarla tenga un
excesivo desgaste en los baleros y los metros perforados sean pocos. A simple
inspección se supondría que tuvo un bajo rendimiento, pero la realidad es que se
utilizó con operaciones drásticas con un fin específico. En el mismo caso podría
estar una barrena de diamantes; por esta razón se recomienda llevar los records
de las barrenas que se van a evaluar.

Aplicaciones prácticas

El sistema de evaluación de desgaste de la IADC puede ser utilizado con varios
propósitos. Los fabricantes evalúan el diseño y aplicación de las barrenas; el
personal técnico evalúa y mejora sus programas de perforación. El sistema puede
ser computarizado para construir una base de datos mundial para coordinar las
aplicaciones de las barrenas. El objetivo principal de este sistema es obtener un
“cuadro estándar” de una barrena, sin importar dónde, o bajo qué circunstancia ha
sido utilizada.

Algunas compañías que fabrican barrenas efectúan otras evaluaciones de
desgaste apegadas a la IADC, con la finalidad de llevar un control más estricto y
así efectuar las mejoras necesarias. Como ejemplo se puede mencionar que
algunas compañías evalúan los t res conos de las barrenas de rodillos y para las
barrenas PDC califican cada uno de los cortadores y la información se divide en
nueve categorías. Las dos primeras categorías, las cuales se enumeran, indican la
ubicación del cortador en la barrena respecto a las aletas; la tercera categoría
identifica el porcentaje de desgaste del cortador mediante un calibrador especial
de desgaste. Las dos siguientes categorías indican la condición general de cada
cortador y de su soporte; las categorías seis y siete se relacionan con la erosión y
las dos últimas con los postes impregnados de diamantes y con cualquier otra

226. 10. Barrenas 10.3 Problemas más comunes en las
barrenas

223


observación pertinente. Lo anterior con la finalidad de continuar con las mejoras
en el rendimiento con base en el diseño. Ejemplos de evaluación de desgaste se
pueden observar en las Fig. 10.6 y 10.7








Figura 10.6 Ejemplos de evaluación de barrenas de arrastre (diamante y PDC)









Figura 10.7 Ejemplos de evaluación de barrenas de conos

Estructura Cortadora B G Observaciones
Hilera
Interior
Hilera
Exterior
Caract. de
Desgaste
Ubicación Sellos del
Cojinete
Calibre
1/16”
Otras
Caract.
Razón
Salida
6 8 RO T X 1/16 WT PR
Estructura Cortadora B G Observaciones
Hilera
Interior
Hilera
Exterior
Caract. de
Desgaste
Ubica-
ció
Sellos de
Cojinete
Calibre
1/16”
Otras
Carac.
Razón
Salida
4 5 BT T X I ER DTF
Estructura Cortadora B G Observaciones
Hilera
Interior
Hilera
Exterior
Caract. de
Desgaste
Ubicación Sellos de
Cojinete
Calibre
1/16”
Otras
Carac
Razón
Salida
1 1 WT A E I NO TQ
Estructura Cortadora B G Observaciones
Hilera
Interior
Hilera
Exterior
Caract de
Desgaste
Ubicación Sellos de
Cojinete
Calibre
1/16”
Otras
Caract.
Razón
Salida
0 0

NO

A

E

I

NO BHA

227. 10. Barrenas 10.4 Análisis del costo por metro

224



10.4 ANÁLISIS DEL COSTO POR METRO

En el manual para Perforador-Cabo, se proporcionó la fórmula del costo por metro
perforado, para evaluar el rendimiento económico de una barrena. En este caso
analizamos por medio de una gráfica los costos que se involucran en la misma.



M
TcTvTRB
C
)( +++
=

Costo fijo = B +R (Tv + Tc) Independiente de las condiciones de
M operación de la barrena (P. S. B. y r.p.m.)

Costo de rotación = R + T Está en función de las condiciones de
M operación de la barrena.

Costo total = Costo fijo + Costo de rotación = C

Nota: A partir del costo mínimo se incrementa el costo, suponiendo desgaste de la
barrena.
.

228. 10. Barrenas 10.5 Análisis de igualdad de costo entre
barrenas

225


10.5 Análisis de igualdad de costo entre barrenas

La fórmula del costo por metro se puede emplear 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 las evaluaciones se hacen para comparar el rendimiento de
diversas barrenas de diamante.

El costo previsto por metro perforado para u na 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 más 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 muy útil efectuar un análisis de
“IGUALDAD DE COSTO”, también conocido como “NI GANAR, NI PERDER”
(BREAK EVEN).

El punto break even se refiere simplemente a los metros perforados y las horas
requeridas a tratar de igualar el costo por metro que se pudiera obtener para un
pozo en particular si no se hubiese usado una barrena de diamante. Para obtener
“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 puede determinar si una barrena de diamante resulta
económica.

Costo de
Barrena.
Metros
Perforados
Horas de
Perforación
ROP
1,000
1,000
1,000
4,350
4,350
198
160
130
168
259
16
15
15
20
20
12.37
10.66
8.66
8.40
8.63

229. 10. Barrenas 10.5 Análisis de igualdad de costo entre
barrenas

226


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:

mPC /$92.90
915
)5196(5009700
/ =
+++
=

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
estima. Así, se tiene 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:

M
BxTR
PC
R
C
)(
/
+
-
=

Donde:

R = Costo de 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
ROP = Ritmo de penetración de igual costo (Ni ganar ni perder)

Entonces, si se tiene:

R = 500$/Hr
C/P = $ 90.92
T = 11Hr

230. 10. Barrenas 10.5 Análisis de igualdad de costo entre
barrenas

227


B = $ 15700
M = 915 m

Así:

hrm
x
ROP /3.7
915
)1570011500(
92.90
500
=
+
-
=


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:

ROPRPC
BTxR
Fbe
//-
+
=

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:


m
x
Fbe 285
30/50092.90
1570011500
=
-
+
=


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

231. 10. Barrenas 10.5 Análisis de igualdad de costo entre
barrenas

228


Determinación del momento óptimo para el cambio de barrena

Un método experimentado para determinar el momento preciso para suspender la
perforación y efectuar un cambio de barrena consiste en ir calculando los costos
por metro parciales y graficar (Gráfica 10.4) los mismos contra el tiempo.

Tiempo (Horas)
Gráfica 10.4

El costo por metro perforado al inicio de la perforación con cualquier tipo de
barrena representará siempre el costo por metro más alto debido a que los metros
perforados son pocos. Lo anterior se observa en la gráfica 2: conforme se
incrementa la longitud perforada, y el tiempo, se tendrá una tendencia a disminuir
el costo por metro, como se muestra en la región 0A de la gráfica 2.
Posteriormente tendrá un comportamiento más o menos constante, después de la
estabilización del costo por metro (región AB) y, finalmente, se observará que se
incrementa el costo por metro (de la región B en adelante). Esto podría indicar que
la vida útil de la barrena ha terminado. El costo por metro aumenta en razón del
grado de desgaste que ha alcanzado la barrena en su estructura de corte, en el
caso de barrenas de diamante o en el sistema de rodamiento para el caso de
barrenas de conos.

232. 10. Barrenas 10.5 Análisis de igualdad de costo entre
barrenas

229


De lo anterior se concluye que el momento óptimo para efectuar el cambio
de barrena es el punto B. es obvio que a partir de éste, el costo por metro se
empieza a incrementar porque se incrementa el tiempo de perforación y no así los
metros perforados.

La aplicación de este método puede complicarse si no se tiene la
experiencia de campo suficiente para visualizar qué está pasando con todos los
parámetros involucrados: si el contacto geológico es el mismo, puesto que tienen
propiedades en algunos casos totalmente diferentes, y la dureza, el factor más
importante en cuanto al rendimiento de barrena. Lo que no sería recomendable es
cambiar la barrena si los tiempos de perforación se incrementan y mucho menos si
la barrena que se está utilizando puede perforar en el cambio de contacto
geológico.

Otros puntos que se deben considerar pues suelen dar un inicio equivocado de
que la barrena utilizada no es la más adecuada, son los siguientes:

· Efectuar un cambio de fluido por alguna razón operativa.
· Iniciar a desviar, incrementar, disminuir o mantener ángulo y rumbo.
· Cambiar los parámetros de perforación por alguna circunstancia obligada,
como el peso sobre barrena, revoluciones por minuto, gasto, etcétera.
· La inclusión o eliminación de sartas navegables, puesto que en la sarta de
perforación puede incluir motores de fondo o turbinas y lógicamente esto
modifica las condiciones de operación.

Una vez mencionado l o anterior y tomando en cuenta que no siempre será fácil
elaborar la gráfica del costo por metro parcial contra el tiempo de perforación en el
pozo, por las condiciones propias del trabajo, se ha definido un parámetro llamado
“TIEMPO MÁXIMO PERMISIBLE” (TM P), el cual se calcula con la siguiente
fórmula:

)60()/(RCpTMP=

El Tiempo Máximo Permisible se refiere a que se debe detectar el punto de menor
costo por metro parcial para dar por terminada la vida de la barrena, pero CON
UNA TOLERANCIA para compensar los errores en la medición y registro de los
datos puesto que en el equipo de perforación no puede tenerse exactitud al
marcar un metro sobre la flecha y se perdería el tiempo.

233. 10. Barrenas 10.5 Análisis de igualdad de costo entre
barrenas

230


De esta manera cuando ya se tiene calculado el costo por metro parcial en
un momento dado, simultáneamente se calcula el tiempo máximo permisible
correspondiente, que será la base de comparación para los metros que se
perforen a continuación. Este tiempo máximo promedio expresa los minutos que
deberán emplearse para perforar el o los metros siguiente.

Cuando la penetración real en minutos por metro es mayor que el tiempo
máximo permisible indica que el costo por metro parcial está aumentado y el
momento de sacar la barrena para cambiarla se aproxima.

Por lo contrario, si la penetración real es menor que el tiempo máximo
permisible, entonces indica que el costo por metro parcial sigue disminuyendo y la
perforación aún es costeable.

Ahora, si la tolerancia que se mencionó se aplica como igual a un 10 % se
podría decir que a 3185 m el TMP que es 13.3 min/m más el 10 % de tolerancia,
significa que los siguientes metros deberán perforarse en un tiempo máximo de
14.6 minutos cada uno para que sea aún costeable continuar perforando con esa
barrena. Sin olvidar que los aspectos prácticos mencionados anteriormente se
deben tomar en cuenta para tomar decisiones.

234. 10. Barrenas 10.6 Aplicaciones

231



10.6 APLICACIONES

¿Qué es una barrena?

La herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de
perforación, utilizada para cortar o triturar la f ormación durante el proceso
de la perforación rotaria.

¿Qué información se necesita para seleccionar una barrena?

· Evaluación de desgaste de barrenas empleadas previamente.
· Evaluación de rendimiento de pozos vecinos.
· Registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo (si se tienen).
· Datos sísmicos del área.
· Software especializado de cálculo y análisis para la selección.
· Propiedades de los fluidos de perforación por emplearse con esta barrena.
· Tablas e información geológica.
· Catálogos de barrenas.
· Boletines sobre las características de las barrenas.
· Tablas comparativas de barrenas.
· Clasificación de barrena (ejemplo del IADC).

¿Cuál es la función de la barrena?

Remover a la roca (ripios de ésta) mediante el vencimiento de su esfuerzo
de corte, o bien, r emoverla mediante el vencimiento de su esfuerzo de
compresión.

¿Cuáles son los tipos de barrenas?

· Barrenas tricónicas
· Barrenas de cortadores fijos (PDC)
· Barrenas especiales

Actividad.- Con base a sus conocimientos y experiencia adquirida en el campo ó
área donde labora, seleccione una barrena tricónica y una PDC para dos
diferentes formaciones:

Formación Tipo de barrena Código IADC.

235. 233




















11. TERMINACIONES

237. 11. Terminaciones 11.1.Accesorios de aparejos de producción

235




11.1 ACCESORIOS DE APAREJOS DE PRODUCCI ÓN

Los accesorios de producción varían de acuerdo al tipo de terminación que se
haya elegido, sin embargo podemos mencionar los más importantes en cuanto se
refiere a las terminaciones sencillas, entre estos accesorios podemos mencionar:

Equipo de control subsuperficial.

Dentro de este equipo podemos mencionar:

Las válvulas de seguridad con las cuales se obstruye la tubería de producción en
algún punto abajo del cabezal cuando los controles superficiales han sido dañados
o requieren ser completamente removidos. Reguladores y estranguladores de
fondo los cuales reducen la presión fluyente en la cabeza del pozo y previene e l
congelamiento de las líneas y controles superficiales.

Válvulas check que previenen el contraflujo en los pozos de inyección. Estos
instrumentos pueden ser instalados o removidos mediante operaciones con cable.
Ya que estos accesorios son susceptibles al daño, debe pensarse en una buena
limpieza antes de instalar un dispositivo de control superficial.

Sistemas de seguridad

Los sistemas de seguridad superficial son la primera línea de protección contra
cualquier daño en los accesorios superficiales. Estos sistemas generalmente
consisten de válvulas cerradas, las cuales se mantienen abiertas por medio de gas
a baja presión que activa un pistón de la válvula. Si la presión de gas es purgada,
la acción de un resorte interno cierra la válvula contra la línea de presión.

Empacadores de producción

Estos son clasificados generalmente en dos tipos: permanente y recuperable.
Algunas innovaciones incluyen niples de asiento o receptáculos de estos. Los
empacadores deben ser corridos cuando su utilidad futura sea visualizada para
que no resulte en gastos innecesarios que deriven en costosas remociones.

Los empacadores sirven para varios propósitos entre los cuales podemos
mencionar la protección de la tubería de revestimiento de las presiones, tanto del
pozo como de las operaciones de estimulación, y sobre todo de fluidos corrosivos;
el aislamiento de fugas en la tubería de revestimiento, el aislamiento de disparos
cementados a presión forzada, o intervalos de producción múltiple, cancelación

238. 11. Terminaciones 11.1.Accesorios de aparejos de producción

236




de los cabeceos o el suaveo de fluidos, auxilio de instalaciones artificiales, en
conjunto con válvulas de seguridad, o para mantener fluidos de “matar” o fluidos
de tratamiento en el espacio anular.

El empacador puede ser descrito como un dispositivo que bloquea el paso
de los fluidos al espacio anular o del espacio anular a la tubería de producción. La
mayoría de las aplicaciones de los empacadores son simples y sencillas, por lo
que no requieren más que proporcionar el peso de la tubería de producción
suficiente sobre el empacador para garantizar el sello. Existen otras aplicaciones
donde se deben tomar consideraciones de extrema precaución para el anclaje del
mismo, sobre todo en el tipo de aplicación peso para que no falle en la utilización
especifica en el pozo.

239. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

237




11.2 SELECCIÓN DE EMPACADORES

Para hacer una buena selección de un empacador se debe tomar los siguientes
parámetros:

· Diámetro de la tubería de revestimiento o agujero descubierto en caso del tipo
inflable.
· Grado y peso de la tubería de revestimiento.
· Temperatura a la que estará sometido.
· Presión de trabajo.
· Tensión y compresión.
· Diseño de operación.

Consideraciones generales en la selección de los empacadores. La
selección involucra el análisis anticipado de los objetivos de las operaciones del
pozo, como son la terminación, la estimulación y los trabajos futuros de
reparación. Se deben considerar los costos de estos accesorios, así como los
mecanismos de sello y empacamiento mecánico, la resistencia a los fluidos y
presiones, su capacidad de recuperabilidad o no, sus características para las
operaciones de pesca o molienda, si hay posibilidad de efectuar operaciones con
cable a través de él. También deben considerarse los cambios en la temperatura y
la presión.

Tipos de empacadores

A continuación se describen algunos tipos de empacadores m ás comunes que
existen en el mercado actual.

Empacadores recuperables. Existen diferentes tipos de empacadores de esta
categoría, los cuales van desde empacadores que se anclan con el peso, hasta
anclados por tensión o de anclaje mecánico o hidráulico, dependiendo de las
operaciones que se realicen en los intervalos de producción. La función que
cumplen viene siendo la misma que la de todos los empacadores y sus principios
de operación varían muy poco, estos empacadores pueden ser recuperados y
reutilizados aplicándoles un mantenimiento mínimo en cada ocasión.

Empacadores permanentes. Como su nombre lo dice, estos accesorios se colocan
en los pozos para quedar en forma permanente, también tiene accesorios
adicionales que permiten utilizarlos como tapones puente temporal, para
cementaciones forzadas, o para realizar fracturas arriba del empaque. Este tipo de

240. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

238




empacadores permite realizar operaciones donde se tienen presiones altas, y en
algunas ocasiones, dependiendo del tipo de terminación o mantenimiento que se
tenga en un pozo, pueden ser utilizados como retenedores de cemento para
realizar operaciones de cementación forzada en un intervalo de abandono
definitivo, para posteriormente probar un intervalo superior de interés.

Consisten de uno o más elementos de empaque y dos juegos de cuñas,
pueden ser introducidos al pozo mediante tubería de producción o cable conductor
con alguna forma de carga explosiva, manipulación de tijeras o dispositivos
hidrostáticos.

Estos empaques resisten altas presiones diferenciales de arriba o abajo
sin que sufra algún movimiento, generalmente son construidos de hierro fundido
centrifugado y las cuñas son de acero de bajo carbón con la finalidad de que
puedan ser molidos con facilidad.

Empacadores de ancla. Consisten simplemente de un elemento de empaque, el
cual puede ser comprimido y de esta manera forzarlo a expanderse hasta la
tubería de revestimiento, por la aplicación de peso sobre el elemento de sello con
la tubería de producción.

Empacadores de agarre de pared o de anclaje por peso. Este tipo consiste
generalmente de un elemento de sello, un juego de cuñas y cono, dispositivo de
fricción y un mecanismo “J”. Este empacador es accionado por rotación de la
tubería de producción para soltar el mecanismo “J” o por movimiento de la tubería
tanto en sentido ascendente como descendente y resiste altas presiones
diferenciales.

Empacadores con paso de desviado. Este otro tipo consiste de un e lemento de
empaque alrededor de un aparejo de tubería de producción en adición a algún
dispositivo de paso de fluido a través del elemento de empaque. Estos a su vez
pueden ser clasificados en tipo ancla (BP-2 de Camco) que consta de un elemento
de empaque únicamente o del tipo de agarre de pared con un mecanismo de
desanclaje.

Los empacadores anteriormente citados son utilizados en cámaras de
acumulación en instalaciones de bombeo neumático o para aislar fugas en
tuberías de revestimiento.

Empacadores de Cabeza de Control. Estos empacadores están provistos con un
dispositivo de igualación arriba del mismo, sin que sea necesario levantar la
columna de fluido arriba del empacador y sin desempacar el elemento de sello del
mismo.

241. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

239




Empacadores Hidráulicos. Estos empacadores pueden ser permanentes o
recuperables con cuñas o sin cuñas, generalmente se accionan por p resión
hidrostática en la tubería de producción, aplicada a través de ella desde la
superficie.

Empacadores Múltiples. Los empacadores múltiples pueden ser de cualquiera de
los tipos antes mencionados. Éstos están simplemente construidos para alojar dos
o más aparejos de tubería de producción a través de ellos y pueden ser colocados
hidráulicamente, pero también existen algunos tipos que se colocan con la o las
tuberías de producción.

Anclas Hidráulicas. Son usadas en conjunto con los empacadores y son operadas
hidráulicamente, una alta presión en la tubería de producción forzará las cuñas
hacia afuera contra la tubería de revestimiento, proporcionando de esta forma al
empacador de una conexión mecánica que lo detendrá evitando cualquier
movimiento entre la tubería de producción y la de revestimiento.

Figura 11.1 Tipos de empacadores
Empacador Empacador Empacador Empacador Empacador Empacador Ancla
recuperable permanente de agarre de con paso de hidráulico múltiple
hidráulica
pared desviado

242. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

240




Factores que afectan el peso de la tubería de producción sobre el empacador

Hay un gran número de factores que pueden aumentar o disminuir el peso sobre
el empacador después de anclado, en la mayoría de los casos, el efecto de estos
factores se pasa por alto. Se debe considerar si existe la posibilidad de que alguno
de estos factores aumente, en este caso se tomará en cuenta cuando se
determine el peso que se va a dejar sobre el empacador.

a. Factores que tienden a aumentar peso (incrementan la longitud de la
tubería), a un empacador ya colocado.

ð Fricción entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento.
ð Incremento de la temperatura promedio en la tubería de producción.
ð Incremento de la presión en el espacio anular.
ð Decremento de la presión en la tubería de revestimiento por efecto de
flotación y contracción radial extendiendo su longitud.

b. Factores que tienden a disminuir el peso (acortando la tubería) a un
empacador anclado.

ð Decremento en la temperatura promedio en la tubería de producción.
ð Decremento de la presión en la tubería de revestimiento.
ð Incremento en presión de la tubería de producción por incremento del
efecto de flotación y expansión radial acortando su longitud.

c. Fricción

Se presenta generalmente entre la tubería de producción y la de revestimiento,
especialmente en pozos desviados, tenderá a disminuir el total del peso de la
tubería de producción aplicado sobre el empacador. Existe la posibilidad en estos
casos que durante la vida del pozo, la tubería de producción se asiente
aumentando peso al empacador.

El peso del aparejo de la tubería de producción puede ser calculado, al
igual que el total de pérdida del peso del mismo. El total de pérdida del peso se
debe al efecto de flotación de la tubería de producción en el fluido (lodo o aceite)
contenido en la tubería de revestimiento, éste puede calcularse y ser deducido del
peso total de la tubería de producción, si el indicador de peso muestra un
decremento considerable en el peso de la tubería de producción que el calculado,
debe asumirse que la fricción entre las tuberías de producción y revestimiento
están soportando mucho del peso del aparejo. Por lo tanto debe incrementarse el
peso a las 4.5 o 5.5 ton. recomendadas para compensar el efecto por fricción.

243. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

241




Ejemplo:

Datos:

· Tubería de producción 2”, 7.00 kg/m.

· Fluido de 1.20 gr/cm
3
.

· Profundidad 3048.0 m.

· La tubería a la profundidad citada pesa 21,345 kg (en el aire).

· Por efecto de flotación 18,082 kg.

· Peso del block 8,000 kg.

Si el indicador de peso muestra aproximadamente 23,000 kg, después que
la tubería de producción es bajada lentamente y luego detenida, a la fricción se le
atribuirán 3,000 kg. Puede hacerse u na comprobación levantando la
tubería muy lentamente. El indicador de peso debe leer algún peso arriba de
26,000 kg, probablemente alrededor de 29,000 kg, entonces debe asumirse que
3,000 kg del peso de la tubería están soportados por la fricción de los coples, y
parte de este peso se aplicará al empacador al estar fluyendo el pozo.

Conexiones superficiales de control

Cada uno de los sistemas artificiales de producción tiene su sistema de
conexiones superficiales, inclusive puede cambiar dependiendo del sistema
artificial de que se trate, en el caso del sistema de bombeo mecánico cambia
hasta por el tipo y marca de cada uno de ellos.

Conexiones superficiales para el sistema de bombeo neumático

En la figura 11.2 se muestran las conexiones superficiales típicas que se utilizan
en los aparejos de bombeo neumático.

244. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

242





Figura 11.2 Conexiones superficiales para bombeo neumático

Conexiones superficiales para el sistema de bombeo mecánico

Respecto a este sistema artificial de producción varia en cuanto al tipo y marca de
su diseño, por ejemplo en el caso de bimbas convencionales, en la siguiente figura
se muestra algunos de sus accesorios (Figuras 11.3, 11.4 y 11.5).

245. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

243





























Figura 11.3 Figura 11.4















Figura 11.5

246. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

244




Conexiones superficiales para el sistema de bombeo electrocentrífugo

Este sistema normalmente hace uso de un equipo auxiliar que consta de un
sistema de generación de 500 kw, un sistema de cuarto de control el cual contiene
una unidad de computo, unidad de choque, impresora, transformador, variador de
velocidad, además de estos dos componentes se tiene un filtro de armónicas que
sirve para evitar las oscilaciones en cuanto a la energía, ya que al paso del
tiempo, las variaciones de voltaje pueden dañar el equipo BEC (Fig. 11.6).

Primeramente se debe de aligerar la columna hidrostática generada por el
fluido de control, una vez que empiece a manifestar el pozo con presencia de
aceite se iniciará la puesta en marcha del BEC.


Figura 11.6

247. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

245




Conexiones superficiales para el sistema de bombeo Hidráulico

En el sistema de bombeo hidráulico, el crudo (o agua) se toma del tanque de
almacenamiento y se alimenta a la bomba triple múltiple. El fluido de potencia,
ahora con la presión aumenta por la bomba triple, está controlado por las válvulas
en la estación de control y distribuido en uno o más pozos. El fluido de potencia
pasa a través de las válvulas del cabezal del pozo y es dirigido a la bomba al
fondo del pozo. En una instalación de bomba de pistón, este fluido de potencia
acciona el motor que a su vez acciona la bomba. El fluido de potencia regresa a la
superficie con el crudo producido y es enviado por la tubería al tanque de
almacenamiento.

Optimización de aparejos de producción

Análisis del sistema de Producción de los Pozos

La figura 11.7 muestra en general las partes principales que componen el sistema
de producción de un pozo. En este apartado analizaremos la importancia de la
Ingeniería encaminada a optimizar los accesorios que son introducidos al pozo, y
a través de los cuales finalmente se extraen los hidrocarburos líquidos, gases y
todos sus derivados. La gran importancia que representa la optimización de estos
aparejos, se debe principalmente a que es el único medio mecánico con el cual se
cuenta para variar el comportamiento de un pozo.


Figura 11.7 Componentes de un sistema de producción

248. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

246




Los fluidos que entran al pozo a través del intervalo disparado o agujero
descubierto, vienen fluyendo por el medio poroso de la formación productora
pasan a través de la vecindad del pozo y siguen su curso por el aparejo de
producción. Estos fluidos a su llegada a la vecindad del pozo requieren ser
levantados hasta la superficie. Esta a cción necesita la actuación del gradiente de
presión fluyendo entre el fondo y el cabezal del pozo. Este gradiente a su vez,
consiste de la diferencia de energía potencial (presión hidrostática) y la caída de
presión por fricción. La magnitud depende de la profundidad d el yacimiento y
define el tipo de sistema de producción que va a ser colocado en el pozo. Esto
significa que si la presión de fondo es suficiente para levantar los fluidos hasta la
superficie se considera un pozo fluyente, en caso contrario s e requiere de un
sistema artificial, como puede ser el “levantamiento mecánico”, reducción de la
densidad del fluido en el pozo y por consiguiente reducción de la presión
hidrostática (“gas lift”).

Análisis Nodal

El análisis nodal puede ser realizado con cualquiera de los software que existen
en el mercado (WEM, Flo System, y otros desarrollados por otras compañías de
servicio) y nos permite crear un modelo que simula el comportamiento de
producción de pozo ajustándolo al gasto y presión de fondo fluyendo del pozo, lo
que nos lleva a corroborar o descartar la presencia de daño total del pozo
(cuando existen curvas de variación de presión, su interpretación y combinación
con el análisis nodal resulta una herramienta muy poderosa para obtener el daño
del pozo), para ello requiere de información del yacimiento, datos del pozo y de los
fluidos producidos, de esta manera es posible corroborar los datos de daño y
demás parámetros del yacimiento.

Diseño de Aparejos de Producción

Las sartas o aparejos de producción son el medio por el cual se transportan los
fluidos del yacimiento a la superficie y pueden clasificarse dependiendo de las
condiciones del yacimiento como: fluyente, de bombeo neumático, bombeo
mecánico, bombeo electro-centrífugo y bombeo hidráulico.

Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de producción es una parte
crítica en cualquier programa de operación durante la intervención de un pozo ya
sea en una terminación y/o reparación.

En un diseño hay que tomar en cuenta el ángulo del pozo, los fluidos de
perforación, peso, velocidad de rotaria y otros procedimientos de operación.

249. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

247




Propiedades de la Tubería y de las Juntas

Esfuerzo de torsión en las juntas. Es una función de variables como:

· Esfuerzo del acero
· Tamaño de conexión
· Forma de la Rosca
· Carga
· Coeficiente de Fricción

El área de piñón o caja controla grandes factores y está sujeta a amplias
variaciones.

El diámetro exterior de la caja y el diámetro interior determinan los
esfuerzos de la junta en torsión, el diámetro exterior afecta el área de la caja y el
diámetro interior afecta el área del piñón.

Al seleccionar el diámetro interior y exterior se determinan las áreas del
piñón y la caja, estableciendo los esfuerzos de torsión teóricos, la más grande
reducción de estos esfuerzos de una junta durante su vida de servicio ocurre con
el uso del diámetro exterior. Es posible incrementar el esfuerzo de torsión
haciendo juntas con diámetro exteriores grandes y diámetros interiores reducidos.

Clases de tuberías de producción más usuales:

Existen varias clases:

a) Clase Nueva.- Se presenta en sus datos de tensión, torsión y presión
interna y colapso.

b) Clase Premium.- Está basada en una tubería que tiene un uso uniforme y
un mínimo de espesor de pared del 80%.

Se recomienda que los datos como el grado, peso y rosca de la tubería
sean grabadas en la base del piñón.

Consideraciones de diseño

Factor de Flotación

El factor de flotación es un factor muy importante que se debe de tomar en cuenta
en los diseños de sartas ya que nos reduce el peso normal de la tubería y se
pueden calcular con las siguientes formulas:

250. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

248




da
d
F
F-=1


Donde:

FF = Factor de flotación
d = Densidad del lodo
da = Densidad del acero = 7.85 gr/cm
3


Agentes de corrosión

La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por
su medio ambiente y los principales agentes que afectan a las tuberías son los
gases disueltos (el oxigeno, dióxido de carbono e hidrógeno sulfuroso), sales
disueltas (cloro, carbonato y sulfato) y ácidos.

La mayoría de los procesos de corrosión envuelven reacciones electro-
químicas, el incremento de la conductividad puede dar como resultado altas
velocidades de corrosión y los principales factores son:

a) El pH

b) La temperatura

c) La velocidad del flujo

d) Heterogeneidad

e) Altos esfuerzos

Presión del yacimiento

Es la presión con la cual aportara la formación productora los hidrocarburos a
través del sistema de producción. Es necesario conocer esta presión para
identificar el tipo de aparejo a utilizar.

Este parámetro puede obtenerse de las curvas de variación de presión.

· Índice de producción.
· Diámetro de Tubería de revestimiento
· Presión de trabajo

251. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

249




Procedimiento para calcular el peso de la tubería de producción dentro del pozo.

· Obtención del factor de flotación
· Obtención del peso de la tubería de producción dentro del pozo, el cual
puede obtenerse mediante la ecuación siguiente:

FTPTRTPTR FxPoPPoP =
Donde:

tpTRPoP = Peso real de la T.P. o T.R.

Ejemplo:

Calcular el peso que debe observarse en el indicador de peso al introducir 2,000
mts. de T.P. 2 7/8”, J-55, 6.5 lbs/pie o 9.67 kg/m con un lodo de 1.40 grs/cm
3.


821.0
85.7
40.1
1 =-=
F
F

Peso de la T.P en el aire = 2,000 x 9.67 = 19,340 Kg = 19.34 toneladas

Peso de la T.P en el aire x Factor de Flotación = Peso de la T.P dentro del pozo
19,340 x 0.821 0 15,878.14 Kg.

Peso de la T.P dentro del pozo = 15,878.14 Kgs.

Procedimiento de diseño de tubería de producción

En este apartado solo se mencionarán las consideraciones más importantes que
se toman en cuenta para el diseño de una sarta de producción, dentro de estas se
consideran las siguientes variables:

Wn = Peso nominal de la T.P (lb/pie)

Pt = Resistencia a la tensión (lb)

Rc = Resistencia al colapso (Psi)

Wtp = Peso ajustado de la T.P (lb/pie) (incluye conexión)

Pcp = Punto de cedencia promedio (lb/pg
2
)

252. 11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

250




Mop = Margen de seguridad por tensión (ton)

Fsc = Factor de seguridad al colapso (1.125)

El procedimiento incluye en términos generales dos etapas, la primera es
el diseño de la sarta por Tensión y la segunda el diseño por Colapso.

En el diseño por Tensión se utilizan las siguientes formulas:

)(
)9.0(
KbWn
MopPt
L
-
=

En el diseño por Colapso la sarta debe estar previamente calculada por
Tensión y se utilizan las siguientes formulas.

0122 =-++ RRYZ

)(PcpA
Wap
R=

Rcst
Rct
Z=

Wap = Tensión aplicada a la T.P sobre el punto de interés (Kg)

A = Área transversal del acero (cm
2
)

Rct = Resistencia al colapso bajo tensión (Kg/cm
2
)

Rcst = Resistencia al colapso sin tensión (Kg/cm
2
)

253. 11. Terminaciones 11. 3 Cambio de preventores por
medio árbol de válvulas

251



11.3 CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS

Es necesario que antes de realizar la operación del cambio del arreglo de
preventores por el medio árbol de válvulas, consulte el manual de procedimientos
técnicos operativos del pozo para realizar el programa de trabajo. A continuación
expondremos algunas recomendaciones en forma generalizada para estar
preparados antes de realizar dichas operaciones:

· Reunir al personal para dar instrucciones de seguridad y protección
ambiental de las operaciones a realizar y de la asignación de
responsabilidades.

· Inspeccionar las condiciones físicas del cople colgador y bola colgadora
envolvente o colgador integral, conexiones y superficies de sellos.

· Verificar las partes integrantes del medio árbol de producción (fig. 11.8).

· Registrar las características del cople colgador y bola envolvente ó colgador
integral en la bitácora, así como otras observaciones que considere
importantes.

· Comunicar a la compañía prestadora de servicios de accesorios del cabezal
de producción y a la unidad de prueba hidráulica, que se va a realizar el
cambio, para el seguimiento de su programa de trabajo.

254. 11. Terminaciones 11. 3 Cambio de preventores por
medio árbol de válvulas

252






Nomenclatura: Observaciones:
1. Adaptador de pruebas de fondo
2. Válvula de sondeo
3. Brida compañera
4. Portaestrangulador
5. Válvula
6. Válvula
7. Cruceta
8. Válvula
9. Válvula
10. Portaestrangulador
11. Brida Compañera
12. Válvula Maestra
13. Válvula Maestra
14. Bonete
15. Brida Compañera
16. Válvula
17. Válvula
18. Cabezal de Producción
19. Válvula
20. Válvula
21. Brida Compañera
Figura 11.8 Partes principales del medio árbol de producción

255. 11. Terminaciones 11. 4 Fracturamientos

253




11.4 FRACTURAMIENTOS

Cuando la formación que contiene petróleo no tiene una buena permeabilidad se
puede bombear un fluido especial al pozo y se hace pasar a través de la formación
a presión, se continúa el bombeo de fluido a presión hasta que la formación falle
produciendo una fractura (fig. 11.9). Mientras tanto, materiales como arena,
cáscara de nueces, etc. se mezclan con el fluido de fracturación. A estos aditivos
se les llama “material de apoyo” o “material sustentante”, porque cuando el fluido
de fracturación deja de bombearse el material de apoyo mantiene las fracturas
abiertas. Sin el material de apoyo, las fracturas se unirían nuevamente tan pronto
se disminuyera la presión sobre ellas. Estas fracturas forman conductos que
permiten que el aceite o gas entre al pozo.



Figura 11.9

256. 11. Terminaciones 11. 4 Fracturamientos

254




Una de las operaciones de estimulación del pozo más comunes e s la
realización de un fracturamiento, hidráulico y la inyección de un ácido dentro de
las fracturas, generalmente ácido clorhídrico. Este tipo de estimulación es
aplicable únicamente a formaciones calcáreas, con solubilidad al ácido clorhídrico
(HCL) mayor del 65%.

Los principios básicos y los objetivos del fracturamiento con ácido, son los
mismos del fracturamiento hidráulico con sustentante. En ambos casos se
pretende producir una fractura conductiva con suficiente longitud para permitir el
cambio de patrón de flujo de los fluidos del yacimiento al pozo.

La diferencia entre el fracturamiento con ácido y el fracturamiento con
sustentante, está en la forma en que se produce la conductividad de la fractura. En
el caso del fracturamiento con ácido, éste fluye a través de la fractura, propiciando
que las paredes de la misma se disuelvan en forma irregular, dependiendo de la
composición mineralógica y de la distribución de minerales en la formación. A
medida que el ácido fluye va reaccionando con los minerales de la roca, creando
una huella de reacción, en tal forma, que al cerrarse la fractura, los valles y las
crestas producidas generan canales altamente conductivos.

En general, el fracturamiento con ácido está restringido para calizas y
dolomías con la utilización de ácido clorhídrico; sin embargo, se ha tenido éxito
con é sta técnica en areniscas que contienen fracturas naturales llenas de
carbonatos.

La selección entre fracturamiento con sustentante y fracturamiento con
ácido, depende de un análisis exhaustivo que tome en consideración estudios de
laboratorio y comportamiento de los pozos. Aún cuando el fracturamiento con
ácido es operativamente menos complicado que el fracturamiento con sustentante,
es en general más costoso, y presenta la ventaja de que no se corre el peligro de
arenamiento o el regreso del agente sustentante.

En la técnica del fracturamiento con ácido se emplean ácidos
concentrados (HCl al 25 ó 26%). En formaciones con altas temperaturas se puede
considerar el empleo de la mezcla de HCl con ácidos orgánicos, o sólo el uso de
los segundos, como el acético o el fórmico, aún cuando es de menor efectividad.
También y con el fin de retardar la reacción entre el ácido y la roca s e han
empleado ácidos con surfactantes que propician el mojamiento de la roca con
aceite. A estos ácidos se les conoce con “químicamente retardados”.

257. 11. Terminaciones 11. 5 Aplicaciones

255




11.5 APLICACIONES

· Obtenga en su área de trabajo un programa de terminación del pozo y
relaciónelo con los conocimientos adquiridos en éste tema.






· Obtenga por parte de PEMEX o de la compañía prestadora de servicio, un
diseño de fracturamiento o de estimulación del pozo, así como el
procedimiento técnico operativo de la operación de fracturamiento,
verificando las medidas de seguridad y protección ambiental.

258. 257




















12. PERFORACIÓN DIRECCIONAL

260. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

259



12.1 DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL

Aspectos generales

La tecnología de perforación direccional tuvo sus inicios en la década de los
veinte. En 1930 se perforó el primer pozo direccional controlado en Huntigton
Beach, California. En 1943 se perforó el primer pozo de alivio en Conroe, Texas.
En nuestro país, el prime pozo direccional registrado fue perforado en 1960 en las
Choapas, Veracruz.

La perforación direccional es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una
trayectoria hacia un objetivo predeterminado, ubicado a determinada distancia
lateral de la localización superficial del equipo de perforación. En sus principios
esta tecnología surgió como una operación de remedio. Se desarrolló de tal
manera que ahora se considera una herramienta para la optimización de
yacimientos. Comprende aspectos tales como: tecnología de pozos horizontales,
de alcance extendido, y multilaterales, el uso de herramientas que permiten
determinar la inclinación y dirección de un pozo durante la perforación del mismo
(MWD), estabilizadores y motores de fondo de calibre ajustable, barrenas
bicéntricas, por mencionar algunos.

Con frecuencia el control de la desviación es otro concepto que se
relaciona con la perforación direccional. Se define como el proceso de mantener al
agujero dentro de algunos limites predeterminados, relativos al ángulo de
inclinación, o al desplazamiento horizontal con respecto a la vertical o a ambos.

Se ha tratado el diseño de pozos verticales, considerando la perforación
como el proceso unidimensional de penetrar la tierra con la barrena a determinada
profundidad vertical. Sin embargo, la perforación es un proceso tridimensional. La
barrena no sólo penetra verticalmente, si no que se desvía intencionalmente o no
hacia los planos X-Y (Fig.12.1). El plano X se define como el plano de dirección y
el Y como el inclinación. Los ángulos asociados con los desplazamientos en los
planos X y Y son llamados ángulos de "dirección ” y de “inclinación",
respectivamente.

261. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

260




Figura 12.1 Planos de inclinación y dirección conforme un pozo avanza en el plano de la profundidad

Razones para perforar un pozo direccional.

La perforación de un pozo petrolero, ya sea debido a problemas de perforación o a
consideraciones económicas, tiene muchas aplicaciones. A continuación se
mencionarán algunas de las más comunes.

En la Fig. 12.2 se muestra un ejemplo típico de la situación de control de
trayectoria. Aquí, una estructura se ubica casi por completo debajo de un lago. El
pozo 1, perforado sobre una parte de la estructura que no se encuentra debajo del
lago, puede ser perforado desde tierra como un pozo con control de la desviación.
Sin embargo para desarrollar el resto del campo, se necesitará de la perforación
de pozos direccionales. La única manera en que se podrían perforar pozos
verticales es desde embarcaciones de perforación o plataformas, terminando los
pozos sobre el lecho del lago (terminaciones sublacustres), o bien desde una
plataforma flotante o fija. Los aspectos económicos de estas opciones pudieran
ser menos atractivos que la perforación de pozos direccionales desde alguna
localización terrestre, en la cual se puede utilizar un equipo terrestre convencional.
En algunas situaciones, no existen alternativas para perforar un pozo direccional.
Por ejemplo, el lago puede ser la única fuente de agua potable en el área, por lo
tanto, pueden existir restricciones ambientales que prohíban el uso de

262. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

261



embarcaciones y equipos tales como los equipos de perforación y las
instalaciones de producción.


Figura 12.2 Vista en planta de un yacimiento típico de aceite y gas debajo de un lago, mostrando como
se pueden utilizar los pozos direccionales para desarrollar el campo.

En sus inicios, la perforación de pozos direccionales fue evidentemente
motivada por los aspectos económicos. Los campos costa fuera en California
fueron el área de oportunidades tanto para la aplicación de esta tecnología, como
para un grupo especial de personas llamadas “perforadores direccionales”.
Descubrimientos posteriores de aceite y gas en el Golfo de México y otros países,
promovieron la expansión de la perforación direccional.

El desarrollo de campos costa afuera ha absorbido la mayoría de las actividades
de perforación direccional. La Fig. 12.3 muestra una típica plataforma de
desarrollo costa fuera. En varias ocasiones se han descubierto campos debajo de
zonas urbanas, y la única manera de desarrollarlos de manera económica ha sido
perforando direccionalmente ( Fig. 12.4). Frecuentemente, las obstrucciones
naturales tales como montañas u otros accidentes topográficos impiden la
construcción de una localización superficial y la perforación de un pozo casi
vertical (Fig. 12.5). Otra aplicación de la perforación direccional es el efectuar una
desviación desde un pozo existente. Esta desviación puede ser efectuada para
“puentear” una obstrucción (un “pez”) en el agujero original ( Fig. 12.6) o para
buscar horizontes productores adicionales en los sectores adyacentes del campo
(Fig. 12.7).

263. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

262



Figura 12.3 Figura 12.4

















Figura 12.5

264. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

263




Figura 12.6 Figura 12.7

Relevantes aspectos ambientales y económicos han incrementado el uso
de la perforación direccional. En algunas áreas simplemente ya no es posible
desarrollar un campo haciendo caminos a cada localización superficial y
perforando un pozo vertical. En lugar de esto, así como en las instalaciones costa
fuera, es necesario construir plantillas desde las cuales se puedan perforar varios
pozos. Lo anterior, no sólo ha incrementado la actividad de perforación direccional,
si no que también los programas de trayectorias son m ás complicados,
aplicándose en situaciones y áreas donde no era común hacerlo. Por ejemplo, se
están perforando pozos direccionales para desarrollos geotérmicos, los cuales
están siendo perforados en granitos duros y en otras rocas ígneas y metamórficas.
También se están perforando pozos de alcance extendido con desplazamientos
horizontales de más de 10,000 m y con miras a incrementarse. Conforme se
incrementen los costos de desarrollo de campos (en aguas profundas,
localizaciones remotas, ambientales hostiles y zonas productoras mas profundas)
el uso de la perforación direccional también se incrementará.

265. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

264



Definiciones y conceptos básicos.

Con el fin de familiarizar al Ingeniero de Perforación con los conceptos y
definiciones más comunes, relacionados con la tecnología de perforación
direccional, a continuación se presentan aquellos considerados como m ás
importantes.

Profundidad desarrollada /PD (Measured depth/MD).

Es la distancia medida a lo largo de la trayectoria real del pozo, desde el punto de
referencia en la superficie, hasta el punto de registros direccionales. Esta
profundidad siempre se conoce, ya sea contando la tubería o por el contador de
profundidad de la línea de acero, (Fig. 12.8).


Figura 12.8 Profundidad desarrollada


Profundidad vertical verdadera/PVV (True vertical depth/TVD).

Es la distancia vertical desde el nivel de referencia de profundidad, hasta un punto
en la trayectoria del pozo. Normalmente es un valor calculado, (Fig. 12.9).

266. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

265




Figura 12.9 Profundidad vertical verdadera
Inclinación (Drift)

Es el ángulo (en grados) entre la vertical local, dada por el vector local de
gravedad como lo indica una plomada, y la tangente al eje del pozo en un punto
determinado. Por convención, 0
o
corresponde a la vertical y 90
o
a la horizontal,
(Fig. 12.10)


Figura 12.10 Inclinación

267. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

266



Azimuth (Dirección del pozo)

El Azimuth de un pozo en un punto determinado, es la dirección del pozo sobre el
plano horizontal, medido como un ángulo en sentido de las manecillas del reloj, a
partir del norte de referencia. Esta referencia puede ser el norte verdadero, el
magnético o el de mapa. C omo ya se mencionó, por convención se mide en
sentido de las manecillas del reloj. Todas las herramientas magnéticas
proporcionan la lectura del azimuth con respecto al norte magnético. Sin embargo,
las coordenadas calculadas posteriormente, están referidas al norte verdadero o al
norte de mapa, (Fig. 12.11).


Figura 12.11 Azimuth

Norte verdadero

Es la dirección del polo norte geográfico, el cual yace sobre el eje de rotación de la
Tierra.

Norte cuadrícula o norte de mapa

Es la dirección norte sobre un mapa. El norte cuadrícula o norte de mapa
corresponde al norte verdadero sólo en determinados meridianos. Todos los otros
puntos deben corregirse por convergencia, esto es, por el ángulo entre el norte de
mapa y el norte verdadero en cualquier punto, (Fig.12.12).

268. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

267




Figura 12.12 Norte de mapa
Norte magnético

Es la dirección de la componente horizontal del campo magnético terrestre en un
punto seleccionado sobre la superficie de la tierra.

Lado alto del pozo

Es el lado del pozo directamente opuesto a la fuerza de gravedad. El punto que
representa el lado alto es importante para la orientación de la cara de la
herramienta.

Es importante notar que a una inclinación de 0
o
no existe lado alto. En este
caso, los lados del pozo o de la herramienta de registros direccionales son
paralelos al vector de gravedad y no existe un punto de intersección desde el cual
se pueda definir un lado alto. Otro concepto importante es que sin inclinación (0
o
),
el pozo no tiene dirección horizontal. Es decir, el eje del pozo se representaría
como un punto y no como una línea sobre el plano horizontal.

Herramienta (de fondo)

Cualquier elemento o dispositivo que se incluya en el aparejo de perforación y se
corra dentro del pozo. Los motores de fondo, las camisas MWD, las herramientas
de registros direccionales, etc., son ejemplos de herramientas de fondo.

269. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

268



Cara de la herramienta (Toolface)

El término se usa en relación a las herramientas desviadoras o a los motores
dirigibles y se puede expresar en dos formas:

· Física. El lugar sobre una herramienta desviadora, señalado comúnmente
con una línea de marca, que se posiciona hacia una orientación
determinada mientras se perfora, para determinar el curso futuro del pozo.

· Conceptual. En el pozo, el término “cara de la herramienta (Toolface)” es a
menudo utilizado como frase corta para referirse a la orientación de la
misma (orientation toolface). Por ejemplo, “cara de la herramienta
(Toolface)” puede ser la orientación del sustituto de navegación de un motor
dirigible, expresada como una dirección desde el norte o desde la boca del
pozo.

Orientación de la cara de la herramienta

Como ya se menciono, es la medida angular de la cara de una herramienta
flexionada con respecto al lado alto del pozo o al norte.

Interferencia magnética

Son los cambios en el campo magnético de la tierra en las cercanías de la
herramienta de registro, causados por la presencia de la tubería de revestimiento
u otras tuberías en el pozo, en pozos cercanos o por las propiedades magnéticas
de la misma formación.

Corrección por declinación magnética

Es la corrección angular en grados, para convertir una lectura magnética a una
lectura de norte verdadero.

Buzamiento magnético

Es el ángulo de intersección, medido desde la horizontal, entre las líneas de flujo
magnético y el plano horizontal (superficie de la tierra).

Pata de perro (Dog leg)

Es la curvatura total del pozo (la combinación de cambios en inclinación y
dirección) entre dos estaciones de registros direccionales. La pata de perro se
mide en grados.

270. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

269



Severidad de la pata de perro

Es la magnitud de la pata de perro, referida a un intervalo estándar (por
convención se ha establecido de 100 pies ó 30 metros). La severidad se reporta
en grados por cada 100 pies o grados por cada 30 metros. En la conversación
normal, la severidad se nombra como "pata de perro". Esto puede causar
confusión a l principio. Es conveniente mantener las severidades tan bajas como
sea posible en la perforación convencional (menos de 4 o 5
º
/100 pies). Las
severidades altas provocan problemas en el pozo tales como ojos de llave,
atrapamientos o desgaste de la tubería de perforación o de la tubería de
revestimiento.

Cierre (Closure)

Esta se define como una recta trazada desde el punto de referencia en superficie
hacia cualquier coordenada rectangular en un plano horizontal. Generalmente, se
utiliza para definir el fondo del pozo. Se calculan la longitud y la dirección de la
recta. Por ejemplo, si la posición localizada es 643' N, 1,319' E, el cierre puede ser
calculado utilizando el Teorema de Pitágoras y trigonometría. En este caso, el
cierre será de 1,459.30 pies con dirección N 63.86
o
E.

Pescado

Es cualquier objeto abandonado accidentalmente en el pozo durante las
operaciones de perforación o terminación, el cual debe recuperarse o se debe
evitar antes de que la operación pueda continuar.

Acelerómetro

Los acelerómetros se utilizan para medir el campo gravitacional terrestre local.
Cada acelerómetro consiste de una masa magnética (péndulo) suspendida en un
campo electromagnético. La gravedad desvía la masa de su posición de equilibrio.
Se aplica al sensor una cantidad de corriente suficiente para que regrese la masa
a su posición de equilibrio. Esta corriente es directamente proporcional a la fuerza
gravitacional que actúa sobre la masa.

Las lecturas gravitacionales se utilizan para calcular la inclinación del
pozo, la cara de la herramienta y la referencia vertical utilizada para calcular el
ángulo de incidencia.

271. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

270



Formatos de dirección: Cuadrantes y de Brújula

Además de la profundidad y el desplazamiento horizontal, todos los pozos
direccionales tienen una componente X que está asociada con la dirección. Por
ejemplo, un pozo tiene una dirección del objetivo de 100
o
Este, medidos a partir
del Norte, tomados con una lectura de brújula normal. En la perforación
direccional, se utiliza un esquema de cuadrantes de 90
o
para citar las direcciones.
Los grados son siempre leídos a partir del Norte hacia el Este u Oeste, y a partir
del Sur hacia el Este u Oeste. Por e jemplo el ángulo de dirección (a) en la Fig.
12.13, dado por una brújula (siempre leída a partir del Norte), es de 18
o
, mientras
que por el esquema de cuadrante es N18°E. El pozo en el segundo cuadrante (b)
(Fig. 12.13) a 157
o
, se lee S23°E. En el tercer c uadrante (c) (Fig. 12.13) el pozo
está en S2O°W, para un ángulo de 200
0
. En el cuarto cuadrante (d) (Fig. 12.13), el
ángulo de brújula de 305
0
se lee N55°W.


Figura 12.13 Lecturas de dirección

272. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

271



Planeación del proyecto direccional

El primer paso en la planeación de cualquier pozo direccional es diseñar la
trayectoria del agujero para alcanzar un objetivo dado. El diseño inicial debe
proponer los diferentes tipos de trayectoria que pueden ser perforados
económicamente. El segundo, o diseño final, debe incluir los efectos de las
condiciones geológicas sobre los aparejos de fondo (BHA's), que serán utilizados
y otros factores que pudieran influenciar la trayectoria final del agujero. Por lo
tanto, podemos decir que la selección del tipo de trayectoria dependerá
principalmente de los siguientes factores:

· Características de la estructura geológica.

· Espaciamiento entre pozos.

· Profundidad vertical.

· Desplazamiento horizontal del objetivo.

En esta sección se explica como planear la trayectoria inicial para los tipos de
pozos direccionales más comunes.

Tipos de trayectorias

La Fig.12.14 muestra cuatro tipos de trayectoria que pueden ser perforadas para
alcanzar el objetivo. La Trayectoria A es una trayectoria de incrementar y
mantener: el agujero penetra el objetivo a un ángulo igual al máximo ángulo de
incremento. La trayectoria B es una trayectoria " S modificada" y la C es una
trayectoria “S”. En la trayectoria " S” el agujero penetra verticalmente al objetivo y
en la “S modificada", el agujero penetra al objetivo con un ángulo de inclinación
menor que el ángulo de inclinación máximo en la sección de mantenimiento. Para
la trayectoria D, que es una "trayectoria de incremento continuo", la inclinación
continúa incrementándose hasta o a través del objetivo. La trayectoria de
incrementar y mantener requiere el menor ángulo de inclinación para alcanzar el
objetivo; la “S modificada” requiere mayor inclinación; y la “S” requiere aún más.
La trayectoria de incremento continuo requiere la mayor inclinación de todos los
tipos de trayectoria para alcanzar el objetivo.

273. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

272




Figura 12.14 Principales tipos de trayectorias

Consideraciones para la selección del tipo de trayectoria

Los parámetros necesarios para la planeación de pozos direccionales dependen
de la zona en que se realizará la perforación. De esta zona se debe conocer la
litología, la situación estructural y la profundidad vertical de los posibles intervalos
productores. Realizando un análisis de esta información, se deben considerar los
siguientes factores:

Características del objetivo. La forma, tamaño y profundidad vertical del objetivo
son parámetros básicos que pueden obtenerse de los diferentes estudios
realizados en la zona o región. La correcta caracterización de las formaciones por
atravesar, constituye el factor básico para la selección de las condiciones óptimas
de operación durante la perforación del pozo.

Profundidad vertical del objetivo. Este dato no es posible modificarlo, ya que es
función de la profundidad a la cual se encuentra la estructura productora.

Localización del equipo. La localización superficial del equipo de perforación
depende de la distribución estructural de las formaciones a perforar. Se deberá
aprovechar la tendencia que presentan determinadas formaciones de desviar el
curso de la barrena o de mantener su rumbo durante la perforación, de tal manera
que la barrena sea dirigida hacia el objetivo según la trayectoria planeada. El
conocimiento de las tendencias de desviación y el tipo de formaciones,
determinará la posición del equipo de perforación, la profundidad de inicio de
desviación y en consecuencia, del desplazamiento horizontal a los objetivos.

274. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

273



Desplazamiento horizontal del objetivo. Este valor es función de la localización
superficial que tenga el equipo de perforación. Se supone que dicha localización
fue determinada considerando la distribución estructural de las formaciones a
perforar, por lo tanto puede considerarse como un dato fijo.

Profundidad de inicio de desviación (KOP). Este dato debe obtenerse
considerando las características de las formaciones a perforar. Se recomienda que
la etapa de incremento de ángulo se lleve a cabo en formaciones suaves a medias
suaves, además es conveniente que las zonas geopresionadas se atraviesen con
un ángulo constante. Puede considerarse que la profundidad del KOP y la
velocidad de incremento de ángulo darán la pauta para elegir el patrón de
desviación.

Velocidad de incremento de ángulo. Si el espesor y la tendencia de presurización
de las formaciones que se espera encontrar lo permiten, se pueden utilizar
diferentes velocidades de incremento para calcular un juego de trayectorias. El
contar con un conjunto de trayectorias para un mismo objetivo, le permitirán al
personal encargado de las operaciones direccionales, seleccionar las más
convenientes de acuerdo a los ángulos máximos observados y la experiencia
acumulada en otros pozos. Si de antemano se conoce la velocidad de incremento
de ángulo con la cual se obtiene un buen desarrollo de la perforación, no será
necesario diseñar trayectorias alternas.

Tipo de formación. Siempre que se analice un estudio direccional, se deberá tomar
en cuenta la columna geológica que se debe perforar, clasificando la
compresividad y la dureza de las formaciones atravesar, así como los echados
regionales para intentar predecir la variación del rumbo del pozo durante la
perforación.

Diámetro del pozo. El diámetro del pozo y consecuentemente, el programa de
tubería de revestimiento, son parámetros que dependen de la profundidad del
objetivo, de las características de las formaciones a perforar y de la producción
esperada.

Fluido de perforación. El tipo de lodo a utilizar, así como sus características de
lubricación y arrastre son factores que deben ser supervisados continuamente
durante la perforación.

Cilindro de control. Para la perforación de un pozo direccional se han fijado ciertas
restricciones en la desviación: en el tramo vertical, el pozo s e debe mantener
dentro de un cilindro imaginario de 7.62 m de radio, mientras que en la sección
desviada no debe salirse de un cilindro de 15.24 m de radio, alcanzado el objetivo

275. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

274



dentro de un diámetro de 15.24 m (termina en punta). Al cilindro imaginario se le
conoce como cilindro de control.

Consideraciones anticolisión

La colisión con pozos vecinos puede ser un problema cuando se perforan varios
pozos a partir de una misma localización superficial, lo cual es especialmente
cierto en el caso de plataformas marinas que tienen pozos adyacentes en
producción y una colisión podría resultar en una situación extremadamente
peligrosa. La planeación anticolisión comienza con la toma de registros de
desviación exactos del pozo en cuestión y con la recolección de todos los pozos
vecinos, así como de un juego completo de los programas de pozos a perforar en
el futuro en la misma localización o plataforma. Los registros y los programas de
los pozos se utilizan para “ mapear” el pozo propuesto con respecto a todos los
existentes y a los propuestos. Estos mapas llamados comúnmente “arañas
muestran la proyección horizontal de los conductores. Estas arañas generalmente
están construidas a una escala pequeña par proporcionar una vista general del
campo (Fig.12.15), aunque también pueden construirse en una escala mayor para
permitir realizar análisis detallados de una parte específica del campo, tal como la
localización superficial (Fig.12.16). La araña puede ser utilizada para trazar una
trayectoria programada y analizar visualmente el riesgo de colisionar con otros
pozos.




















Figura 12.15 Araña a escala pequeña

276. 12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

275




Figura 12.16 Araña a escala grande

Actualmente, existen varios programas que ofrecen un análisis anticolisión
o un análisis de proximidad. El realizar estos cálculos a mano no es práctico
debido a que se involucra un gran número de estaciones de registros. Uno de los
análisis de proximidad más comunes es conocido como Cilindro Viajero.

277. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

276



12.2 CÁLCULOS DE LA TRAYECTORIA DEL POZO

Datos e información requerida.

Para elaborar el cálculo del proyecto direccional se deberán tener los siguientes
datos:

· Coordenadas del conductor (Xc, Yc).
· Coordenadas del objetivo (Xo, Yo).
· Profundidad vertical del objetivo.

Con esta información preliminar es posible determinar las siguientes incógnitas:

· Desplazamiento horizontal.
· Rumbo.
· Ángulo máximo.

Métodos del cálculo

El método normal para determinar la trayectoria de un pozo es establecer las
coordenadas. Se utiliza algún tipo de instrumento de medición, para determinar la
inclinación y la dirección a diferentes profundidades (estaciones) y con esto,
calcular la trayectoria. Es muy importante saber que los valores de inclinación y
dirección pueden observarse a profundidades preseleccionadas.

La Fig. 12.17 muestra parte de la trayectoria en la cual se han tomado registros
direccionales en las estaciones A2, A3 y A4. En cada estación se miden los ángulos
de inclinación y dirección, así como distancias entre estaciones, cada ángulo de
dirección obtenido por medio de un dispositivo magnético debe ser corregido con
respecto al norte verdadero y cada giroscópico debe corregirse por la inclinación.
Todas las lecturas de dirección están corregidas para la declinación de la
interferencia magnética, y la conversión a la inclinación es realizada por los
dispositivos giroscópicos.

278. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

277




Figura 12.17 Vista tridimensional de un pozo mostrando las componentes X,Y y Z de la trayectoria

Existen 18 ó más técnicas de cálculo para determinar la trayectoria del
agujero. La principal diferencia entre dichas técnicas, es que un grupo utiliza
aproximaciones de línea recta y el o tro supone que el pozo es una curva y se
aproxima con segmentos de curvas. Derivar cada método está fuera del alcance
de este capitulo.

Método tangencial.

El método más simple utilizado por años ha sido el método tangencial. La
derivación original se desconoce. El desarrollo matemático utiliza la inclinación y
dirección en una estación de registro direccional A2 (Fig. 12.17) y supone que los
ángulos proyectados permanecen constantes sobre todo el tramo de trayectoria
precedente DM2 a A2. Los ángulos en A1 no se toman en cuenta.

Se puede demostrar que la coordenada de latitud Norte/Sur L, puede ser
calculada utilizando la siguiente ecuación para cada tramo DM.

279. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

278



()()
iii senDL
Mi
eacos=

De igual manera, la coordenada Este/Oeste M se determina por medio de la
ecuación:

()()
iiMii
sensenDM ea=

El segmento de PVV se calcula por medio de la ecuación:

()
iMii
DD acos=

Para calcular las coordenadas totales Norte/Sur y Este/Oeste y la PVV.

å
=
=
n
i
in LL
1


å
=
=
n
i
in MM
1


å
=
=
n
i
in DD
1


Método de ángulo promedio o del promedio angular.

Se ha reconocido que el método tangencial provoca un error por no considerar la
inclinación y la dirección previas. El método de ángulo considera el promedio de
los ángulos ,,
11
ea y
22
,ea sobre un incremento de longitud D2 para calcular L2, M2,
y D2. Las siguientes ecuaciones son las relaciones de promedio angular y de
ángulo promedio:

÷
ø
ö
ç
è
æ+
÷
ø
ö
ç
è
æ+
=
--
2
cos
2
11 iiii
Mii
a
senDL
eea


÷
ø
ö
ç
è
æ+
÷
ø
ö
ç
è
æ+
=
--
22
11 iiii
Mii sen
a
senDM
eea


÷
ø
ö
ç
è
æ+
=
-
2
cos
1ii
Mii
a
DD
a

280. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

279



å
=
=
n
i
in LL
1


å
=
=
n
i
in MM
1


å
=
=
n
i
in DD
1


Basándose en las ecuaciones anteriores, el cálculo de la trayectoria puede
ser fácilmente obtenido en forma tabular ó puede ser programado en una
calculadora de bolsillo. La Tabla 12.1 muestra una secuencia de pasos utilizados
en la técnica de promedio angular para determinar las coordenadas de la
trayectoria a partir de valores medidos de inclinación y dirección.
Tabla 12.1
X(A)ax (C)(D) (E) (K)
*171000 0 7100 071000710000 0 00 0 0 0 0
**2720010.1S 68W1005.059961719961880248248-330-816-330-816880
3730013.4S 65W10011.7597907297512036245246.5-812-1667-1142-26832916
4740016.3S 57W10014.8596667394172563237241-1243-22422385-49255472
5750019.6S 61W10017.959513748933082241239-1587-2642-3972-75678546
6
7
8
9
10
S 64W
S 62W
0
S 68W
S 67W
(Q)(M)(N)(O)(P)(d) (G)(H) (L)
Cálculo de profundidad vertical
PVV
Datos de registro de
desviación
Prof.
Des
(H) sen
(K) E-O
Coordenadas de la
trayectoria
AzimutLongitud
de tramo
DirecciónÁng. de
inclinación
(H) cos
(K) N-S
Inclinación
promedio
(D) cos (E)(D)sen (E)Azimut
promedio
E-O
Áng.
desviación
ARCTAN
Coordenadas
totales
Desp.total

N-S
()åd
()
2
1-+
xxee
()åL ()åM
()()
2
2
0+N
()
N
0
()
2
1-+
xxaa


* En el punto X 1 (punto de inicio de desviación) introduzca el valor de cero para la
inclinación en las columnas (B), (C), (E), las columnas de la (H) a la (Q) también serán
cero.
** En el punto X 2 (primera estación de registro direccional) introduzca el valor promedio
para la inclinación (E). Utilice la dirección real en las columnas (J) y (K). No utilice el
azimut promedio en la columna (K) para cálculos en el punto X2.

281. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

280



Tabla 12.2 Método de promedio angular
Columna
en la
Hoja de
cálculo

Valor a ser obtenido
Fuente o ecuación
para obtener el
valor
A Profundidad desarrollada: La longitud del agujero desde la
superficie a cualquier estación específica.
Registro direccional
aó a Ángulo de inclinación: El ángulo del agujero medido a partir
de la vertical.
Registro direccional
C Dirección: La dirección de la trayectoria del pozo. Registro direccional
D Longitud del tramo: La diferencia en la profundidad
desarrollada de una estación a otra
Ax - A(X-1)
E Inclinación promedio: El promedio aritmético de los ángulos
de inclinación e n los extremos superior e inferior de cada
tramo o sección.
()
2
1-
+
xx
aa

d Profundidad vertical del tramo o sección: La diferencia en la
profundidad vertical de una estación a otra.
(D)cos(E)
G Profundidad vertical verdadera: La sumatoria de las
profundidades verticales de las secciones de un pozo
inclinado.
)(då
H Desplazamiento del tramo: La distancia entre dos puntos
que son proyectados hacia un plano horizontal.
(D)sen(E)
e Azimuth: La dirección de un tramo o sección medida en
dirección de las manecillas del reloj de 0
o
a 360
º
, 0° es el
norte.
Registro direccional en
grados
K Azimuth promedio: El promedio aritmético de los Azimuths
en los extremos finales de los tramos.
()
2
1-
+
xx
ee

L Coordenadas Norte/Sur de los tramos de trayectoria: El
desplazamiento de l a componente del tramo de una
estación a otra; valor negativo = Sur.
(H)cos(K)
M Coordenadas Este/Oeste de los tramos de trayectoria: El
desplazamiento de l a componente del tramo de una
estación a otra; valor negativo = Oeste.
(H)sen(K)
N Coordenadas totales Norte/Sur: La sumatoria de los
desplazamientos en la dirección Norte/Sur (Sur es
negativo).
)(Lå
O Coordenadas totales Este/Oeste: La sumatoria de los
desplazamientos en la dirección Este/Oeste ( Oeste es
negativo)
)(Må
P Desplazamiento total: La distancia más corta del agujero
vertical a cada punto de estación.
22
)()( ON+

Q
Dirección del desplazamiento: La dirección de la
proyección vertical al plano horizontal desde la estación
hasta la superficie. Se debe tomar el valor calculado y debe
ponerse en el cuadrante apropiado. Ver conversión de
signos.
()
()N
O
arctan

282. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

281



Determinar las coordenadas de la trayectoria para los puntos de medición
corregidos mostrados en la tabla 12.3.

Tabla 12.3 Datos para el ejemplo

DM (pies)


Ángulo de inclinación

Ángulo de dirección
7,100 0 0
7,200 10.1 S68W
7,300 13.4 S65W
7,400 16.3 S57W
7,500 19.6 S61W

Solución

Utilizando paso a paso el procedimiento de la tabla 12.2, se o btuvieron los
resultados finales de la tabla 12.1 con los resultados finales.

Método de curvatura mínima

El método de curvatura mínima utiliza los ángulos en A1 y A2, y supone un pozo
curvado sobre el tramo o sección D2 y no en línea recta, tal como se muestra en la
Fig. 12.18.


Figura 12.18 Representación del factor de relación de mínima curvatura, F.

283. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

282



La Fig. 12.19 muestra el tramo con curvatura y las dos estaciones de
registro direccional A1 y A2. Este método incluye el cambio total en el ángulo de la
tubería b entre A1 y A2. El ángulo total, el cual se discute y obtiene con la siguiente
sección, puede ser escrito para el método de mínima curvatura como:

( ) () ( )[ ]{ }
1212
cos1coscos eeb ----= asenaa



Figura 12.19 Curva representando un pozo entre las estaciones de registro direccional A1 y A2

Como se muestra en la fig.12.18, los segmentos de línea recta A1B + BA2 son
tangentes a los segmentos de curva A1Q + QA2 en los puntos A1 y A2. De donde
se obtiene:

A1Q =OA1 2/b×
QA2 =OA2 2/b×
A1B =OA1 x tan ()2/b
BA2 =OA2 tan ()2/b.

284. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

283



Y que

A1B/A1Q= x () )2/(2/tan bb = )2/tan(/2 bb

Y

B A2/QA2 = tan() )2/(2/bb = )2/(tan/2 bb×

Un factor de las relaciones entre la sección de línea recta contra la sección curva
se define como F, donde:

()2/tan/2
ii
F bb=

Si b es menor a 0.25 radianes, e s razonable fijar F= 1.0. Una vez que F es
conocida, las coordenadas Norte/Sur y Este/Oeste faltantes, así como la PVV
pueden ser calculadas utilizando las siguientes ecuaciones:

( )()() ()()[ ]
iiiiiii
FsensensensenDM eaea +=
-- 11
2/

( )()() ()()[ ]
iiiiiii
FsensenDL eaea coscos2/
11
+=
--


( )() ()[ ]
iiiii
FDD aa coscos2/
1
+=
-


Los desplazamientos totales y la PVV se calculan utilizando las ecuaciones:



å
=
=
n
i
in MM
1


å
=
=
n
i
in DD
1








å
=
=
n
i
in LL
1

285. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

284



Otros métodos de c álculo que han sido comúnmente utilizados son el
método tangencial balanceado, el método del radio de curvatura, el m étodo del
mercurio, el método de aceleración, el método trapezoidal y el método de
promedio vectorial. Es interesante observar que los métodos tangencial
balanceado, trapezoidal, de promedio vectorial y aceleración, aún cuando se
obtienen de diferentes maneras, generan las mismas formulas matemáticas para
las coordenadas Norte/Sur y Este/Oeste y para la PVV.

En cuanto a cuál de los métodos proporciona mejores resultados, la tabla
12.4 compara seis de los diferentes métodos, utilizando información tomada de un
pozo de prueba. Obsérvese que el método tangencial muestra un error
considerable para M, L y D. Ésta es la razón por la cual ya no se utiliza este
método. Las diferencias entre los método de ángulo promedio, de mínima
curvatura y tangencial balanceado son tan pequeñas que cualquiera de los
métodos puede ser utilizado para calcular la trayectoria.

Dirección: Norte
Inérvalo de medición: 100 pies.
Ritmo de incremento: 3
o
/100 pies.
Inclinación total: 60
o
a 2,000 pies.

Tabla 12.4 Comparación de exactitud entre varios métodos de calculo dirección norte

Método de cálculo

PVV
Diferencia entre la real
(pies)
Desplazamiento del
Norte, diferencial entre el Real
(pies)
Tangencial

1,628.61
-25.38
998.02
+43.09
Tangencial balanceado 1,653.61
-0.38
954.72
-0.21
Angulo promedio

1,654.18
+0.19
955.04
+0.11
Radio de curvatura

1,653.99
0.0
954.93
0.0
Curvatura mínima

1,653.99
0.0
954.93
0.0
Mercurio 1,153.62
-0.37
954.89
0.04

Con la aparición de las calculadoras programables de bolsillo, el método
de curvatura mínima se ha vuelto el más utilizado.

286. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

285



Aspectos de operación

Dispositivos para medición de la dirección

La trayectoria real de un pozo, se determina midiendo la inclinación y la dirección
a varias profundidades. Posteriormente; se aplica esta información a uno de los
métodos de cálculo presentados en la sección anterior. Esto se realiza
principalmente para orientar de manera adecuada el equipo desviador, ya sea una
cuchara, la tobera de una barrena de chorro, un estabilizador con excentricidad,
un codo desviador o un bent housing.

Anteriormente, la inclinación y dirección se determinaban con
herramientas magnéticas y giroscópicas (single o multishot). Todas estas
herramientas son autónomas y pueden ser alimentadas por baterías o desde la
superficie. Las herramientas magnéticas se corrían con línea de acero, o en los
lastrabarrenas cuando se están realizando viajes con la tubería. Algunas
herramientas giroscópicas son corridas con cable conductor, lo cual permite que
las mediciones puedan ser leídas en superficie, además de que la energía es
transmitida hacia la herramienta por el mismo cable. Las herramientas
giroscópicas son corridas con baterías.

Debido al desarrollo de la tecnología de telemetría, actualmente existen
otras maneras de medir la dirección, la inclinación y la cara de la herramienta,
tales como arreglos de magnetómetros y acelerómetros. La energía se
proporciona con baterías, cable conductor o por un g enerador accionado por el
fluido de perforación. Si la herramienta de medición es colocada en el aparejo de
fondo, cerca de la barrena, y las mediciones son tomadas durante la perforación, a
ésta se le llama: herramienta de medición durante la perforación o MWD
(measurement while drilling).

Estos instrumentos constituyen un elemento vital para el buen desarrollo
de la perforación direccional; puede decirse que conforman los ojos con los
cuales, el personal encargado de las operaciones puede “ver” la trayectoria que
sigue el pozo.

Los instrumentos más utilizados en la actualidad para obtener la
inclinación y el rumbo de un pozo son:

· Instrumentos giroscópicos

· Herramienta de orientación direccional

· Sistemas MWD.

287. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

286



Con excepción de los instrumentos dotados con giroscopios, los demás
necesitan de un lastrabarrena monel o antimagnético para obtener resultados
confiables. Esto se debe a que pueden verse afectados por materiales metálicos
cercanos (tuberías de revestimiento de pozos cercanos) o por el campo magnético
terrestre.

El intervalo de registro se ha estandarizado, considerándose que es
recomendable registrar a cada 30 metros de agujero desviado.

Instrumentos giroscópicos

Como ya se mencionó, estos instrumentos no requieren del uso de un
lastrabarrenas antimagnético, ya que un giroscopio toma el lugar de la brújula
magnética.

Ya sea desde superficie o mediante un sistema de encendido automático,
el giroscopio se pone en funcionamiento a unas 40,000 o 60,000 rpm. Esta
operación genera un campo magnético que elimina el efecto del campo magnético
terrestre, permitiendo registrar el norte verdadero.

Para la interpretación del registro se utiliza un lector que amplifica la
fotografía. La pantalla del visor se coloca de tal manera, que la línea Norte-Sur
pueda ponerse sobre la manecilla indicadora del Norte en la fotografía. De esta
forma, es posible leer directamente el rumbo verdadero en la circunferencia del
lector e inspeccionar en forma precisa el grado de inclinación del agujero.

Herramientas de orientación direccional

Este tipo de herramientas fueron utilizadas ampliamente en Petróleos Mexicanos
en años pasados. Constan de una probeta con equipo electrónico. Ésta se adapta
a una varilla con "pata de mula", la cual se asienta en la base correspondiente del
orientador.

La probeta está conectada a un cable conductor, por medio del cual se
envía la información de las condiciones direccionales del pozo a la superficie; este
cable pasa por un estopero que está conectado a la manguera del stand pipe, por
medio de la cual se bombea el fluido de perforación para operar el motor del
instrumento. El cable transmite la información a una computadora, la cual procesa
los datos y presenta la inclinación y el rumbo del pozo, así como la posición de la
cara de la herramienta desviadora. Cabe mencionar que la probeta queda
localizada aproximadamente a la mitad del lastrabarrena antimagnético.

288. 12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

287



Sistemas MWD

Desde hace algunas décadas, las compañías buscaron la manera de registrar las
formaciones durante la perforación, aunque tecnológicamente era muy difícil
fabricar herramientas que pudieran contrarrestar las difíciles condiciones de fondo
y transmitir información confiable. Diferentes métodos de transmisión fueron
utilizados: electromagnéticos, acústicos, de pulsos, de modulación de pulsos, o
cable y tubería. De todos los métodos de transmisión, los de pulsos de presión y
los de modulación de pulsos han evolucionado a sistemas comerciales
actualmente utilizados por la comunidad de perforación direccional.

Los dos sistemas MWD más comunes son el sistema de pulsos de presión
y el de transmisión de pulsos modulados de presión.

El sistema MWD utiliza pulsos para transmitir la información de la
herramienta a la superficie en forma digital (binaria). Estos pulsos son convertidos
en energía eléctrica por medio de un transductor en superficie, los cuales son
decodificados por una computadora.

Existen diversas compañías que proporcionan este servicio a la industria
petrolera en todo el mundo, siendo los sistemas m ás utilizados en la actualidad
para el control direccional de los pozos.

Herramientas y/o equipo de desviación

Para la perforación direccional es sumamente importante contar con las
herramientas desviadoras adecuadas, así como con las barrenas, herramientas
auxiliares y la instrumentación apropiadas. Las herramientas desviadoras son el
medio para iniciar o corregir la deflexión de la trayectoria del pozo.

La apertura de la llamada ventana (KOP), resulta una etapa crítica durante
la perforación de un pozo direccional, ya que un inicio correcto de la desviación
dará la pauta para lograr un desarrollo satisfactorio del curso.

Conforme la perforación direccional evolucionó, las herramientas
desviadoras han sufrido cambios considerables en su diseño, provocando que en
la actualidad no se utilicen algunas de las herramientas usadas en los orígenes de
esta técnica de perforación. Tal es el caso de los desviadores de pared, de las
barrenas de chorro, entre otras, predominando en la actualidad el uso de motores
de fondo dirigibles o geonavegables en la perforación de pozos direccionales.

289. 12. Perforación direccional 12.3 Aplicaciones

288



12.3 APLICACIONES.

Con la siguiente información de un pozo por perforar, encontrar el desplazamiento
horizontal, la profundidad desarrollada, el ángulo máximo y la dirección del pozo.

Datos:

Coordenadas del objetivo (cima jurásico superior)

X0 = 474,650.00 m Y0= 2, 041,200.00 m

Coordenadas del conductor:

Xc = 474,553.94 m Yc = 2, 038,101.41 m

Profundidad vertical de la cima productora: 6559.0 m
Régimen o velocidad de incremento de ángulo: 3
0
/30 m
Inicio a desviación (KOP): 2,200.0 m
Pozo direccional: Tipo I

Operaciones

Localización del rumbo y desplazamiento horizontal del objetivo:

m
mX
mX
c
o
06.96
94.553,474
00.650,474
=-
=

m
mY
mY
c
o
59.098,3
41.101,038,2
00.200,041,2
=-
=


D,H, =
22
)59.098,3()06.96( +

D,H. = 3,100.00 m

59.098,3
06.96
.. tgang
y
x
tgang ==a

'46177.1 °=°=a



Utilizar la gráfica 12.1 para encontrar el ángulo máximo y las profundidades.

290. 12. Perforación direccional 12.3 Aplicaciones

289



Profundidad vertical aprovechable = P.O.-I.D. = 6, 559,0 m - 2,200.0 m
= 4359.0 m

Ángulo máximo en la gráfica 12.1 – 36° 30’

Seleccionando en la tabla (de la gráfica 12.1) como ángulo máximo 36
º
se obtiene
la siguiente información en la etapa de incremento del ángulo:

Profundidad medida - 360.0 m

Profundidad vertical - 336.78 m

Desviación -109.43 m

Nota los cálculos realizados con la gráfica y la tabla, se puede realizar con
ecuaciones expuestas anteriormente (seleccionando el método adecuado) en este
caso lo que se pretende es comprender los conocimientos básicos de la
trayectoria del pozo direccional.

Profundidad desarrollada total:

6, 559,0 m - 2,200.00 m - 336,78 m = 4,022.22 m

2,200.00 m + 360.00 +
o
m
5.36cos
22.022,4


2,200.00 m + 360.00 + 5004.00 m = 7,564.00 m

· Con la información, proporcionada y calculada, anote los datos que se
piden en el diagrama 12.1.

291. 12. Perforación direccional 12.3 Aplicaciones

290




Gráfica 12.1

292. 12. Perforación direccional 12.3 Aplicaciones

291




Diagrama 12.1

293. 293




















13. INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO
DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN

294. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

295



13.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE PEMEX

En este contexto, los equipos de perforación han evolucionado al parejo. Pero en
tiempos recientes, los requerimientos para explorar y explotar nuevos yacimientos
en localizaciones inaccesibles, han dado hincapié para promover el desarrollo
tecnológico de los equipos de perforación.

El primer pozo se empezó a perforar en Ebano, SLP, el 1 de abril de 1901
sin que obtuviera producción considerable. El primer pozo con producción
significativa (1500 bls/día a 1650 pies de profundidad), fue localizado por el
Ingeniero mexicano Ezequiel Ordóñez en el cerro de La Pez. Brotó el 3 de abril de
1904. Se descubre uno de los mejores campos de México y el mundo. Hasta la
fecha, se han utilizado equipos de perforación muy diversos como se observará en
el desarrollo de este capítulo.

Aquí se describirán los principales componentes de los equipos terrestres y
marinos. Brevemente se mencionarán sus principales características como son:
capacidad mecánica, dimensión del equipo, potencia, carga máxima y facilidad de
transporte.

El objetivo es familiarizar al lector con los componentes principales de los
quipos de perforación, así como mostrarle los utilizados en el país y en algunas
partes del mundo. Estos equipos son terrestres, barcazas, plataformas fijas y
autoelevables; barcos, semisumergibles y equipos de reciente tecnología,
empleados para la perforación de pozos petroleros costafuera.

En la Fig. 1 3.1 se representa la clasificación de los equipos que
actualmente operan en la industria petrolera.

295. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

296




Figura 13.1

Equipos terrestres

Los equipos terrestres se clasifican en equipos convencionales y auto
transportables. La diferencia es que los primeros tienen mayor capacidad en la
profundidad de perforación y los segundos, disponen de un conjunto de malacate-
motores C.I. montados sobre un remolque que se autotransporta. Así, cuenta con
mayor facilidad de transporte de una localización a otra, pero con menor
capacidad en la profundidad de perforación. (Tabla 13.1 y 13. 2.)

* MATT. Se le da ese nombre por el arreglo que es parecido a una mantarraya y que es el conjunto
de patas y una plancha de la plataforma
** TLP. Tension Leg Platforms (plataformas con piernas tensionadas)

296. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

297



Tabla 13.1 Características de algunos equipos de Perforación de pozos de Pemex

297. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

298



Tabla 13.2 Características de algunos equipos de Mantenimiento de Pozos de Pemex

298. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

299



Componentes de un equipo de perforación terrestre

Un equipo de perforación terrestre cuenta básicamente con los siguientes
componentes: sistema de elevación y rotación; un mástil que sirve de soporte, una
fuente de potencia, y un sistema de circulación. (Fig.13.2)


Figura 13.2 Equipo de perforación terrestre
Mástil:

Es una estructura de acero con capacidad para soportar seguramente todas las
cargas verticales, las cargas que excedan la capacidad del cable, y el empuje
máximo de la velocidad del viento. La plataforma de trabajo tiene que estar a la
altura apropiada para sacar la tubería del pozo en secciones de tres juntas de tubo
(Iingadas) que miden aproximadamente 27 m. dependiendo del rango de la tubería.
Se erige sobre una subestructura. Ésta sirve para dos propósitos principales, a)
soportar el piso de perforación, así como facilitar espacio para el equipo y personal
y b) proveer espacio debajo del piso para alojar los preventores de reventones.

299. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

300



La subestructura no sólo soporta el peso de la mesa rotaria, sino el peso
completo de la sarta, cuando está suspendida por las cuñas. Los mástiles se
clasifican de acuerdo a su capacidad para soportar cargas verticales y a la
velocidad del viento que pueda soportar de lado. El mástil debe soportar el peso de
la sarta en todo momento, mientras la sarta está suspendida del block de la corona
y cuando descansa en la mesa rotaria.

Las construcciones del mástil son de acero estructural y pueden ser:

· Portátiles
· Fijos

Consideraciones para el diseño
1) El mástil debe soportar con seguridad todas las cargas (jalón) o soportar
cargas que excedan la capacidad del cable.
2) Deberá soportar el empuje máximo de la velocidad del viento.
3) La plataforma de trabajo tiene que estar a la altura apropiada de las paradas
(tramos de tubería a manejar).

Cálculo de la capacidad del mástil (CM)
Para calcular la capacidad del mástil se emplean las fórmulas siguientes:
· Eficiencia (h) = (carga real/carga equivalente) x 100

· Capacidad mástil = (Carga suspendida x Núm. de cables totales)/ (h x Núm.
de cables de la polea viajera) + peso corona + peso polea viajera.
Ejemplo
¿Qué porcentaje de la capacidad ( h) de diseño del mástil (2 piernas) puede
utilizarse si se tienen seis líneas en la polea viajera y ocho líneas en la corona con
la línea muerta fija a una pierna derecha del mástil?

Datos:

T = Tensión en cada cable = W/6

Carga total en el mástil = 8 T

(T = tensión)

Carga centrada absorbida por cada una de las piernas del mástil = 6T/2 = 3T

300. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

301



Carga de la línea rápida 0.5 T.

Carga total en una pierna = carga centrada + carga

Línea muerta + carga línea rápida

Sustituyendo:

Carga total en una pierna = 3T + 1T +0.5 T = 4.5 T
(
h) eficiencia = (carga real/carga equivalente) x 100 = (8T/9T) x 100 = 88.88 %

Ejemplo

¿Cuál será la capacidad del mástil antes señalado si la carga a levantar (carga
suspendida) es de 200,000 lb y si se cuenta con un arreglo de poleas de seis
líneas?

Capacidad mástil = (Carga suspendida x Núm. de cables totales)/ ( h x Núm. de
cables de la polea viajera) + peso corona + peso polea viajera.

Sustituyendo

C.M. = (200 000 lb x 8)/ (0.88 x 6)+6000 lb = 309,030.3 lb

Cap. del mástil con 4 líneas: Es igual 8.75 la tensión del cable (peso al
gancho/núm. de líneas)
Cap. del mástil con 6 líneas: Es igual 11.25 la tensión del cable (peso al
gancho/núm. de líneas)
Cap. del mástil con 8 líneas: Es igual 13.75 la tensión del cable (peso al
gancho/núm. de líneas)
Cap. del mástil con 10 líneas: Es igual 16.25 la tensión del cable (peso al
gancho/núm. de líneas)
A continuación se presenta una tabla calculada con la tabla de datos prácticos:

301. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

302



Tabla 13.3 Datos prácticos para la capacidad del mástil
Carga al gancho en
toneladas
Num. de línea. Factor. Capacidad del mástil en
toneladas
20 4 8.75 109
75 4 8.75 164
100 4 8.75 219
125 4 8.75 273
50 6 11.25 94
75 6 11.25 141
100 6 11.25 188
125 6 11.25 234
50 8 13.75 86
75 8 13.75 129
100 8 13.75 172
125 8 13.75 215
50 10 16.25 81
75 10 16.25 122
100 10 16.25 163
125 10 16.25 203

Sistema de energía
Para llevar a cabo los trabajos de perforación se cuentan con tres tipos principales
de equipos, de acuerdo al sistema generador de potencia:
1. Sistema diesel mecánico (convencional)
2. Sistema diesel eléctrico c.d./c.d.
3. Sistema diesel eléctrico c.a./c.d

1) Los equipos de perforación diesel mecánicos (convencional) son aquéllos en
que la transmisión de energía - desde la toma de fuerza del motor diesel de
combustión interna - hasta la flecha de entrada de la maquinaria de
perforación (malacate, rotaria y bombas de Iodo), se efectúa a través de
convertidores de torsión, flechas, cadenas, transmisiones, cuya eficiencia
mecánica varía y generalmente anda por el orden de 60% prom edio
(Fig. 13.3).

302. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

303





Figura 13.3

2) Los equipos de perforación con sistema c.d./c.d. usan generadores y motores
de corriente directa que tiene una eficiencia aproximada de un 95%. La
eficiencia real en conjunto con la maquinaria de perforación es de 87.5%
debido a pérdidas adicionales en los requisitos de fuerza de los generadores
por inducción en el campo, soplador de enfriamiento, temperatura en
conmutador, escobillas y longitud del cable alimentador. En este sistema, la
energía disponible se encuentra limitada por la razón de que sólo un
generador c.d. se puede enlazar eléctricamente a un motor c.d. dando por
resultado 1600 H.P; disponibles para impulsar el malacate (Fig. 13. 4).

303. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

304
































Figura 13.4

3) Los equipos de perforación con sistema c.a. /c.d. (corriente alterna/corriente
directa) están compuestos por generadores de c.a. y por rectificadores de
corriente (alterna a directa) scr' s (silicon controlled rectifier). Obtienen una
eficiencia de un 98%; cuya energía disponible se concentra en una barra
común (PCR) y puede canalizarse parcial o totalmente a la maquinaria de
perforación (rotaria, malacate y bombas) que se requiera.

La ventaja de este sistema es tal que, en un momento dado y de acuerdo a
las necesidades, toda la potencia concentrada en las barras podría dirigirse o
impulsar al malacate principal teniendo disponible una potencia de 2000
H.P. (Fig. 13.5).

304. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

305




Figura 13.5

Transmisión de energía

Se tienen dos métodos comunes utilizados para transmitir la potencia hasta los
componentes de la instalación: el mecánico y el eléctrico. En u na instalación de
transmisión mecánica, la energía se transmite desde los motores hasta el
malacate, las bombas y otra maquinaria. Se hace a través de un ensamble de
distribución que se compone de embragues, uniones, ruedas dentadas, poleas y
ejes.

En una instalación diesel eléctrica, los motores suministran energía a
grandes generadores que a su vez producen electricidad que se transmite por
cables hasta un dispositivo de distribución y de éste a los motores eléctricos que

305. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

306



van conectados directamente al equipo: el malacate, las bombas de Iodo y la
mesa rotaria.

Una de las ventajas principales del sistema diesel - eléctrico sobre el
sistema mecánico; es la eliminación de la transmisión de la central de distribución
y la transmisión de cadenas, así como la necesidad de alinear la central de
distribución con los motores y el malacate. Los motores se colocan lejos del piso
de instalación, reduciendo así el ruido de los motores.

Sistema de elevación

El factor más importante para el diseño es la SARTA DE TRABAJO.

Diseño de sistema de elevación.

El punto de partida en el diseño de un equipo de elevación debe ser el sistema de
aparejo de poleas. La potencia en caballos de fuerza (H.P) requerida para levantar
las sartas de trabajo se calcula con la siguiente fórmula.

H.P = Fuerza (F) x velocidad (v).

Si F en Kg y v en m/seg. y 1 H.P = 75 Kg x m/seg. = 4500 kg x m/min

Nota: La formula no incluye pérdidas por fricción; cuando éstas se toman en
cuenta queda claro que las necesidades de potencia serán mucho mayores.

Sistema de aparejo de poleas.

Para reducir la fuerza requerida y sacar la tubería se utiliza el dispositivo
mecánico: llamado sistema de aparejo de poleas (figura 13.6)













Figura 13.6

306. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

307



Ejemplo: de un aparejo de una polea

El peso (W) de la tubería que está dentro de un pozo es de 136,200 Kg y se eleva
a 0.3 m. por lo tanto se realiza un trabajo que se expresa:

Trabajo =fuerza x distancia

Trabajo =136,200 x 0.3 = 40,860 Kg x m

Si la c arga se levanta en un segundo, se tendrá una potencia que s e
expresa con la fórmula siguiente:

Potencia = trabajo/tiempo
Trabajo = 40860 kg x m
Potencia = 40860 kg x m/s

En el cálculo de los caballos de fuerza (HP) que son necesarios para
efectuar el trabajo anterior se desarrolla lo siguiente.

La unidad normal d e potencia es el caballo de fuerza (HP)y se expresa en el
sistema métrico como:

1 caballo fuerza (H.P) = 75 Kg x m/seg.

1 kg x m/seg = 1 H.P
75
H.P = (40860) / 75 = 544.8

H.P requeridos = 544.8

En este ejemplo ( Fig.13.6), la distancia del recorrido del cable en el
malacate es la misma que recorre la carga, dado que el enrollado del cable es
directo.

En la figura 13.7 el sistema de elevación es diferente. El cable se encuentra
enrollado alrededor de 3 poleas en la corona y 2 en la polea viajera (anclado a la
pierna del mástil). Sin embargo, se requiere hacer el mismo trabajo. Es decir,
levantar la tubería a 0.3 m en un segundo y conocer los caballos de fuerza (HP)
necesarios para levantar dicho peso aplicando la misma fórmula.

HP = Fuerza x distancia/ (75 x tiempo)

La distancia que recorre el cable en el malacate para levantar a 0.3 m la
carga en este sistema (4 líneas) será:

307. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

308



Distancia recorrida en el malacate
= número de líneas x distancia recorrida por la carga.

Distancia recorrida en el malacate
= 4 x 0.3 = 1,2 m

Fuerza del malacate
= Peso de la carga / núm. de línea del cable aplicando

Fuerza del malacate = 136,200 Kg. / 4 líneas
= 34,050 kg

Trabajo del malacate = Fuerza x Distancia

Trabajo = 34,050 Kg. x 1.2 m = 40,860 Kg.-m

Potencia = Trabajo / tiempo
Potencia = (40,860 Kg.-m) / 1 seg. = 40,860 kg-m/seg.

HP = (kg-m/seg.) / 75

HP = (40860) / 75 = 544.8

H.P requeridos =544.8


Figura 13.7

308. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

309



Combinaciones de aparejos

El número de poleas y el arreglo del cable a través de ellos son importantes. Un
fenómeno del sistema de aparejo de poleas es que la carga real en la estructura
es mayor que el peso real levantado. Análisis de esfuerzos en el mástil debido a la
combinación de aparejos.

Con una polea (Fig.13.8)


Figura 13.8

Con aparejo de 3 poleas en la corona y 2 viajeras y ancla en la pierna del mástil
(Fig.13.9)












Figura 13.9

309. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

310



Con el mismo número de poleas, pero con el ancla en la polea viajera (Fig.13.10)














Figura 13.10

Conclusiones:

1. La carga real ejercida sobre el mástil es mayor que la carga por levantar.

2. A medida que aumenta el número de poleas, disminuye la carga real sobre el
mástil.

3. Fijar la línea muerta sobre la polea viajera reduce la carga del mástil.

4. El uso de poleas disminuye la fuerza necesaria entre las líneas para mover una
carga dada

Malacate:

Es la unidad de potencia más importante de un equipo. Por lo tanto, su selección
requiere de un mayor cuidado al adquirir los equipos o, en su caso, al utilizarlos en
un programa especifico.

Los malacates han tenido algunos cambios evolutivos, pero sus funciones
son las mismas. Es un sistema de levantamiento en el que se puede aumentar o
disminuir la capacidad de carga, a través de un cable enrollado sobre un carrete.

310. 13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de los
de equipos de perforación equipos de PEMEX

311



El malacate está instalado en una estructura de acero rígida. Esto permite
que pueda transportarse con facilidad de una localización a otra (figura 13.11)

Considerando que todos los componentes de un equipo son adecuados, la
capacidad del equipo se limita a la carga que el malacate pueda levantar y
sostener con seguridad.
















Figura 13.11

311. 13. Instalación y desmantelamiento 13.2 Planeación y programación de la instalación
de equipos de perforación o desmantelamiento de un equipo

312



13.2 PLANEACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LA IN STALACIÓN O
DESMANTELAMIENTO DE UN EQUIPO

En el movimiento de equipos se deben considerar los factores que intervienen en
la selección de recursos humanos, equipos y materiales, acorde a las
características de cada uno de ellos. Es por esto, que de acuerdo a l tipo y
diferentes características de los equipos, se requiere actividades y procedimientos
adecuados a los mismos para la instalación y desmantelamiento. Sin embargo, las
secuencias de las operaciones en su mayor parte se generalizan, siendo una guía
el ejemplo proporcionado en el manual para Perforador-Cabo.

Todo el gabinete electrónico, gabinete de control, radiadores, casetas de
plantas de luz, la unidad operadora de los preventores, etc. Se conceptúan dentro
del equipo que requiere trato especial por sus mismas características de
construcción y la vibración a que se someten durante el transito a la nueva
localización ó a los talleres, por lo que se debe tomar las medidas que eviten de
alguna forma someterlos al máximo a esfuerzos que pudieran causar daños a las
partes que lo integran.

En toda operación son necesarias en forma preliminar las actividades de
planeación y programación para el buen desarrollo y seguridad de la misma y
lograr los objetivos. Desde un punto de vista en forma sencilla, podemos decir que
la planeación contesta la pregunta ¿Qué se debe hacer?, y la programación
¿Cómo se debe hacer?

Planear el desmantelamiento, transporte e instalación de un equipo, es
determinar las metas y métodos para alcanzarlas, el siguiente diagrama le
proporciona una guía para esta actividad:

312. 13. Instalación y desmantelamiento 13.2 Planeación y programación de la instalación
de equipos de perforación o desmantelamiento de un equipo

313


























Diagrama 13.1
Apoyos:

Cantidad Unidades Tiempo de ocupación (días) Personal

5 Lowboy 7 3 Cuadrillas completas
2 Planas 10 1 Cuadrilla de apoyo
2 B-87 14
2 B-83 14
2 Grúas 14

Para la actividad de programación se describen todas las actividades por
realizar, aplicando todos los recursos planeados, como se menciona en el ejemplo
del manual para P erforador-Cabo (Capítulo 14. “Instalación y Desmantelamiento
de equipos”).

313. 13. Instalación y desmantelamiento 13.3 Supervisión de los componentes
de equipo de perforación críticos del mástil

314



13.3 SUPERVISIÓN DE LOS COMPONENTES CRÍTICOS DEL MÁSTIL

Sabemos bien que el mástil se arma en posición horizontal y posteriormente es
levantado ó izado hasta una posición vertical, en esta operación algunas partes
del mástil estarán sujetas a un esfuerzo considerable debido a la resistencia de su
propio peso para levantarlo. A éstas partes del mástil se le denomina “Puntos
críticos” y debido a su importancia se recomienda supervisarlos y revisar
minuciosamente que se encuentren en buenas condiciones.

Puntos críticos:

1. Poleas de izaje

2. Brida igualadora (Tipo “A”)

3. Estribo de la polea de izaje

4. Ancla del cable(guía, tornillos y pernos)

5. Grapa del ancla(pochitoca)

6. Tornillos que sujetan ala grapa(Grado 5)

7. Sensor verificado y en condiciones

8. Pernos en el malacate y con chavetas

9. Soldadura en la base del caballo

10. Candado principal

11. Soquets y el izaje de la brida

12. Base de la brida de izaje

13. Los cables auxiliares sujetos a las piernas del mástil

14. Los cables del guarnido y guía

15. Poleas de la corona y viajera (block)

314. 13. Instalación y desmantelamiento 13.4 Lista de verificación antes de
de equipos de perforación izar ó abatir el mástil

315



13.4 LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL

Antes de izar o abatir el mástil, es necesario realizar la inspección de su equipo
con el apoyo de una lista de verificación que se proporcionó en el manual para
Perforador-Cabo, así como aplicar la lista de los “puntos críticos”. No olvidar que
antes de iniciar las operaciones, se debe de realizar la plática de seguridad y de
las actividades por realizar, con el personal del equipo, así mismo dar
instrucciones para verificar que el personal cuente con el equipo de seguridad
personal completo.

A continuación se presenta la información de las capacidades de izaje y
frenado de algunos malacates y del guarnido de aparejos, como un apoyo en la
instalación del equipo (Tabla 13.4, Fig. 13.12 y Fig. 13.13).

Tabla 13.4 Capacidades de izaje y frenado de malacates de equipos de perforación
Capacidad de Frenado Auxiliar con Freno Electromagnético “El Magco”
Malacate Carga Máxima Toneladas
Marca Modelo Potencia
Modelo
de freno
8 Líneas 10 Líneas 12 Líneas
NATIONAL 1625-DE 3000 HP 7838 282 360 444
NATIONAL 110-UE 1500 HP 6032 129 177 218
C.EMSCO C2 TIPO-II 2000 HP 7838 220 303 373
C.EMSCO CE-3000 3000 HP 7838 282 360 444
IDECO E-2100 2000 HP 7838 245 328 418
IDECO CM-2100 2000 HP 7838 245 328 418
IRI 1500-E 1500 HP 6032 N.A 177 218
N.A. No aplica

Capacidad de Izaje de Malacate CM-IDECO 2100 (en tons)
Embrague Transmisión 8 Líneas 10 Líneas 12 Líneas
Baja 258 306 357 Baja
Alta 213 252 293
Baja 117 139 162 Alta
Alta 84 99 115
Su ranurado Lebus es para cable de 1-3/8”f
El carrete principal tiene 31”f por 57-1/2” ancho

315. 13. Instalación y desmantelamiento 13.4 Lista de verificación antes de
de equipos de perforación izar ó abatir el mástil

316



Capacidad de Izaje de Malacate National 1625-DE
Embrague Transmisión 8 Líneas 10 Líneas 12 Líneas
Baja 400 488 587 Baja
Alta 249 304 538
Baja 159 193 227 Alta
Alta 98 120 141
El carrete del Malacate de 3000 HP usa cable de 1-1/2”f y mide 36”f por
61-1/4” de ancho (EQ-2005)


Capacidad del Izaje del Malacate IRI1500
Embrague Baja Baja Alta Alta
Transmisión Baja Alta Baja Alta
10 Líneas 605 (274.7) 390 (177) 215 (97.6) 140 (63.6)
12 Líneas 170 (322) 455 (206.6) 250 (113.5) 161 (72.6)

Capacidad en miles de libras y (toneladas)
El carrete mide 25”f por 50” de ancho usa cable de 1-1/4”



Figura 13.12 Guarnido Aparejos Ideco y Pirámide

316. 13. Instalación y desmantelamiento 13.4 Lista de verificación antes de
de equipos de perforación izar ó abatir el mástil

317






Figura 13.13 Guarnido aparejos Continental EMSCO

317. 13. Instalación y desmantelamiento 13.5 Aplicaciones
de equipos de perforación

318




13.5 APLICACIONES

· Con base en el estudio realizado de los equipos de perforación, exponer las
características principales del equipo en que se encuentre laborando
(perforación ó de mantenimiento).

Mástil (marca, tipo y capacidad):

Máquinas:

Malacate:

Bombas de lodo:

Generadores:

Cable de perforación y tipo de ancla:

Números de viajes aproximados para su transporte:

Tiempo programado de instalación y desmantelamiento:

Otros:


· Realizar una planeación de desmantelamiento, transporte e instalación del
equipo en que labora. Anotando las medidas de seguridad y protección
ambiental en las tres actividades.