lunes, 30 de abril de 2012

Propiedades reológicas (I)


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.

domingo, 29 de abril de 2012

PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES 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.

viernes, 27 de abril de 2012

Control del fluido de perforación (II)

- 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

jueves, 26 de abril de 2012

Control del fluido de perforación (I)


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

miércoles, 25 de abril de 2012

Programa del fluido de perforación


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”.

martes, 24 de abril de 2012

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:
  • Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usarán.
  • Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los fluidos de la formación en cada sección del agujero descubierto.
  • Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente.
  • Aditivos de los fluidos sugeridos para cada sección.
  • Problemas esperados y los procedimientos de control.

domingo, 22 de abril de 2012

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.

viernes, 20 de abril de 2012

FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN - Parte II

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.



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.

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jueves, 19 de abril de 2012

FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN - Parte I

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 de 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.

miércoles, 18 de abril de 2012

CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN. Parte II

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. 



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.

martes, 17 de abril de 2012

CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN. Parte I

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. Sin 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.

lunes, 16 de abril de 2012

FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL POZO - Parte II

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.

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.

sábado, 14 de abril de 2012

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:


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.

viernes, 13 de abril de 2012

APLICACIONES - Operaciones

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

Densidad normal de formación – 1.07 gr / cm3
Densidad de algunas rocas:
Arcilla: 2.6 gr/cm3
Caliza: 3.0 gr/ cm3
Dolomita: 2.9 gr/cm3
Cuarzo: 2.65 gr/cm3
Porosidad aproximada de:
Arenas no consolidadas: 15%
Lutitas o arcillas: 35%

 
Operaciones:

· 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:



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/cm2/m. Realizar sus comentarios sobre los cálculos.

Operaciones:

  • 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.



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

jueves, 12 de abril de 2012

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/cm2/m (2.30 gr/cm3) y como normal de formación 0.107 kg/cm2/m (1.07 gr/cm3), entonces se establece la siguiente igualdad.


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/cm2/ m y de formación 0.160 kg/cm2/m (Presión anormal).

martes, 10 de abril de 2012

INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS PARTE I

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 altas, 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.

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

lunes, 9 de abril de 2012

PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO - PARTE II

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.

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.

jueves, 5 de abril de 2012

PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO - PARTE Ii

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.

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.

miércoles, 4 de abril de 2012

PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO - PARTE I

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/cm3 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.

lunes, 2 de abril de 2012

PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON. - PARTE II

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.