lunes, 18 de febrero de 2013

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.

domingo, 17 de febrero de 2013

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.

sábado, 16 de febrero de 2013

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”.

viernes, 15 de febrero de 2013

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.

jueves, 14 de febrero de 2013

CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS - II

Figura 11.8 Partes principales del medio árbol de producción

miércoles, 13 de febrero de 2013

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.

martes, 12 de febrero de 2013

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)