Norte magnético

Es la dirección de la componente horizontal del campo magnético terrestre en un punto seleccionado sobre la superficie 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).

Figura 12.12 Norte de mapa

Norte verdadero

Es la dirección del polo norte geográfico, el cual yace sobre el eje de rotación de la Tierra.

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. Como 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

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, 0o corresponde a la vertical y 90o a la horizontal, (Fig. 12.10)

Figura 12.10 Inclinación

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).

Figura 12.9 Profundidad vertical verdadera

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

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 más importantes.

DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL - III

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 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.

DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL - II

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.

DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL - I

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.

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.

FRACTURAMIENTOS - II

Una de las operaciones de estimulación del pozo más comunes es 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 ésta 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 se han empleado ácidos con surfactantes que propician el mojamiento de la roca con aceite. A estos ácidos se les conoce con “químicamente retardados”.

FRACTURAMIENTOS - I

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.

CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS - II

Figura 11.8 Partes principales del medio árbol de producción

CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS - I

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.

Diseño de Aparejos de Producción - IV

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/pg2)

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:

Wap = Tensión aplicada a la T.P sobre el punto de interés (Kg)

A = Área transversal del acero (cm2)

Rct = Resistencia al colapso bajo tensión (Kg/cm2)

Rcst = Resistencia al colapso sin tensión (Kg/cm2)

Diseño de Aparejos de Producción - III

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

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:

Diseño de Aparejos de Producción - II

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:

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 electroquímicas, 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

Diseño de Aparejos de Producción - I

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. 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.

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.

Optimización de aparejos de producción - II

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 acción 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 del 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 se 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”).

Optimización de aparejos de producción - I

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

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.

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.

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).

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.

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.