Propósito de los Revestimientos
Reforzar el agujero
Aislar formaciones inestables (subnormales, anormales, depletadas)
Prevenir la contaminación de yacimientos de agua fresca
Proveer un sistema de control de presión
Confinar y contener fluidos y sólidos de perforación o terminación
Actuar como conducto para operaciones asociadas
Sostener el cabezal del pozo y revestimientos subsiguientes
Sostener las BOP’s y árbol de válvulas
Tipos de Revestimiento
Revestimiento conductor
Revestimiento de superficie
Revestimiento intermedio
Revestimiento de producción
2.
3.
4.
5.
6.
H
O
N
D
A
Tipos de Revestimiento
Revestimiento Conductor
Soporta
y
aísla
formaciones
no
consolidadas, arenas de agua fresca y/o
cualquier zona de gas superficial.
Puede estar hincado o cementado hasta
superficie.
2.
3.
4.
5.
6.
H
O
N
D
A
Revestimiento de Superficie
Soporta el primer conjunto de preventoras
Permite la perforación más profunda
Soporte estructural para el cabezal del
pozo y revestimientos subsecuentes
Aísla formaciones problemáticas
Se cementa hasta la superficie o hasta el
interior del revestimiento conductor
2.
3.
4.
5.
6.
H
O
N
D
A
Revestimiento Intermedio
Se instala cuando para aislar posibles zonas de
influjo o perdida de circulación
La altura de cemento se diseña para aislar la
zona problemática mas somera
No es indispensable que el cemento ingrese al
revestimiento de superficie
Puede llegar hasta la superficie o ser un liner.
2.
3.
4.
5.
6.
H
O
N
D
A
Revestimiento de Producción
Contiene la tubería de producción
Puede o no estar expuesto a fluidos del yacimiento
Puede ser extendida hasta superficie o ser un liner
Aísla las zonas productoras y permite el control del
yacimiento,
Actúa como conducto seguro de transmisión de
hidrocarburos a la superficie
Previene influjos de fluidos no deseados.
Rev.
Conduct
or
Rev. Superficie
Rev. Intermedio
Rev. Producción
Liner o revestimiento corto de producción
Completa un pozo a menos costo
Permite un conducto de producción mas grande
Provee un mayor rango de elección para la tuberías
de producción.
Aísla formaciones inestables
Economiza tiempo y dinero
Mitiga limitaciones del equipo de perforación.
Tuberias de revestimiento.
Las tuberías de revestimiento tienen un papel muy importante en la perforación de pozos, ya que
representan una porción muy significativa del costo total del pozo, entre el 15 y 35%. Por lo anterior, una
selección óptima de los tubulares puede generar un ahorro importante en el costo total del pozo.
En esta guía se muestran los conceptos que se deben considerar para el asentamiento y diseño de las
tuberías de revestimiento, para que éstas puedan resistir las cargas impuestas durante la Perforación,
Terminación y Reparación de Pozos, al mínimo costo.
En la construcción y durante la vida útil de un pozo petrolero, las tuberías de revestimiento son
preponderantes, para lograr el objetivo del pozo. Por lo tanto la determinación de la profundidad de
asentamiento y la selección de cada sarta de TR’s, forman parte importante del diseño de la perforación.
Además, las TR’s representan una considerable porción del costo total del pozo, que varía entre el 15 y
35%, del mismo. Por lo anterior, cualquier reducción en el costo de los tubulares, puede generar ahorros
sustanciales en el costo total del pozo.
De acuerdo con las funciones específicas de las tuberías de revestimiento, las cuales se describen en la
sección de conceptos generales, éstas se clasifican como: tubería superficial, tubería intermedia y tubería
de explotación o producción. Dependiendo de la profundidad y complejidad del pozo, en ocasiones es
necesario utilizar más de una tubería intermedia.
La determinación de las profundidades de asentamiento esta en función de las condiciones geológicas a
perforar. El criterio de selección de la profundidad de asentamiento varía de acuerdo a la función
específica de cada sarta de tubería de revestimiento. El aislamiento de zonas deleznables, zonas de
pérdida de circulación y zonas de presión anormal, rigen los principales criterios de selección.
Por lo que respecta al diseño se establece que las tuberías de revestimiento deberán resistir las cargas
impuestas durante la perforación, terminación y reparación de un pozo, al mínimo costo.
El alcance de esta clase es definir los criterios para determinar las profundidades de asentamiento de las
tuberías, tomando en cuenta las condiciones de cada tipo de tubería, así como los principales esfuerzos
que actuarán sobre la tubería de revestimiento, las consideraciones para el diseño de cada tipo de
tubería y el análisis de esfuerzos biaxiales. Lo anterior, como antecedente necesario para el uso de
software técnico especializado para el asentamiento y diseño final de los diferentes tipos de tuberías de
revestimiento.
CONCEPTOS GENERALES
Una vez construido el perfil de geopresiones, el
siguiente paso, en el diseño del pozo, es
determinar el asentamiento de las tuberías de
revestimiento. El proceso se realiza partiendo del
fondo del pozo, hacía la parte superior, como se
indica en la Figura 1.
A continuación se describe brevemente la finalidad
del asentamiento de cada uno de los tipos de
tuberías de revestimiento:
Tubo conductor.- Su objetivo es aislar acuíferos
superficiales y tener un medio para la circulación del
fluido de perforación.
Tubería superficial.- Tiene como objetivo, aislar
acuíferos superficiales e instalar conexiones
superficiales de control.
Tubería intermedia.- Se cementa en la cima de la zona de presión anormalmente alta, para cambiar la base
al lodo de perforación e incrementar la densidad del mismo. Cuando las zonas de presión anormal se
extienden en profundidad, o se presentan intercalaciones de zonas de alta y baja presión, será necesario
emplear más de una tubería intermedia.
Tubería de explotación.- Permite la explotación selectiva de los intervalos que presenten las mejores
características
Los principales parámetros que influyen en la determinación de la profundidad de asentamiento de las TR’s
son:
1. Diámetro requerido al objetivo.
2. Tipo de formación y su contenido de fluidos
- 3. Presión de formación y fractura
4. Densidad del fluido de control
5. Presión diferencial
6. Máximo volumen al brote durante la perforación
Respecto al diseño de la tubería de revestimiento, se consideran tres pasos básicos:
1. Determinar el diámetro y longitud de las sartas de tuberías.
2. Calcular el tipo y magnitud de esfuerzos que serán encontrados.
3. Seleccionar los pesos y grados de T.R que no fallaran al estar sujetos a las cargas.
Por lo tanto, el objetivo del diseño es permitir el control de las condiciones esperadas del pozo, para que las
sartas sean seguras y económicas.
En la evaluación apropiada de las cargas que actúan a lo largo del pozo, se deberán hacer consideraciones
especiales, de acuerdo a la profundidad. Así, el diseño de los tubulares debe hacerse por separado. Estos es:
(1) Tubería superficial, (2) Tubería intermedia, (3) Tubería intermedia como liner, (4) Liner de explotación, (5)
Tubería de producción.
La carga de presión interna debe ser considerada en primer lugar, ya que dictará las condiciones iniciales
para el diseño de la tubería de revestimiento.
El siguiente criterio a considerar es la carga al colapso que deberá ser evaluada y las secciones deberán
ser recalculadas de ser necesario. Una vez que los pesos, grados y longitudes de las secciones han sido
determinados para cumplir con las cargas de presión interna y colapso, se deberá evaluar la carga por
tensión. El paso final es verificar las reducciones por efectos biaxiales en esfuerzo de presión interna y
resistencia al colapso causados por las cargas de tensión y compresión respectivamente, La
representación gráfica de los diferentes esfuerzos se muestra en la figura 2.
METODOLOGÍA PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE
REVESTIMIENTO
La metodología propuesta en esta guía es un método gráfico
y consta de los siguientes puntos:
1. Recopilación de Información y graficación de
parámetros.
2. Asentamiento de la TR de Explotación
3. Asentamiento de la TR Intermedia
4. Asentamiento de la TR Superficial
Recopilación de Información y graficación de parámetros
Para la planeación del asentamiento de TR’s es necesario
considerar la siguiente información:
Diámetro de la T.R. de producción o del agujero en la última
etapa.
Trayectoria programada.
Columna geológica programada
Sección estructural
Presión de poro y de fractura.
Márgenes de viaje empleados durante el movimiento de
tuberías
Margen del fluido de perforación para control de posible brotes.
Densidades del fluido de control
Con esta información disponible, se procede a generar un gráfico
de gradientes de densidad equivalente de la presión de poro y de
fractura (Figura 3).
A los valores de la presión de poro y fractura se les deberá afectar
por un margen de control que considere los efectos de viaje de la
tubería (pintoneo y succión) y la posible ocurrencia de un brote. El
rango de valores que se maneja para estos márgenes se explica
más adelante.
Además, es conveniente conocer el área donde se planea perforar
el pozo para tomar en cuenta, en el programa final, la posible
presencia de: estratos salinos, zonas de lutitas hidratables y/o
deleznables, acuíferos, estratos con H2S o CO2, zonas
depresionadas, fallas, zonas de alta presión, formaciones no
consolidadas, formaciones altamente fracturadas o vugulares,
formaciones con aportación de agua, etc.
Márgenes de Control sobre la Presión de Poro (MPp)
El margen de control sobre la presión de poro estará conformado por la suma del margen de viaje y un
factor de seguridad.
Para estos márgenes es necesario realizar cálculos de las presiones de empuje y succión en pozos de
correlación o suponiendo una geometría conocida del pozo a perforar. Esto se debe realizar a diferentes
profundidades, en función de las propiedades del fluido de control, la geometría del pozo y a diferentes
velocidades de viaje de la sarta de perforación en condiciones críticas (barrena embolada) y/o diferentes
velocidades de introducción de las tuberías de revestimiento. Sin embargo, existen valores reportados en
la literatura3,4 que varían entre 0.024 a 0.060 gr/cc para el margen de viaje (succión y empuje).
Además de estos márgenes, es deseable emplear pesos de lodo que ejerzan una presión mayor a la
presión de formación (≈20 kg/cm2), por lo que se debe considerar un factor de seguridad para la densidad
equivalente del lodo a utilizar, de entre 0.024 a 0.036 gr/cc.
Asumiendo lo anterior, se puede definir el margen de control como la suma del margen de viaje y el factor
de seguridad dando como resultando valores entre 0.05 a 0.10 gr/cc sobre el gradiente de presión de
poro. Los valores recomendados se muestran en la siguiente tabla:
Margen de Control sobre la Presión de Fractura (MPf)
Así mismo, se debe utilizar un margen de fractura por efecto de empuje durante la introducción de tuberías
o en el caso del control de un brote, por lo que se debe reducir al gradiente de fractura pronosticado en el
rango del margen de viaje (0.024 a 0.060 gr/cc)
Este valor puede ser obtenido para cada área en particular de pozos de correlación donde se hayan realizado
operaciones de control de brotes, es decir, la densidad del fluido para controlar el brote menos la densidad
del fluido de perforación antes de que ocurriera el brote. El valor recomendado es de 0.030 gr/cc.
Margen por efecto de presión diferencial
La presión diferencial se define como la diferencia entre la presión hidrostática del fluido de control y la
presión de formación, a cierta profundidad.
Se deben obtener dos rangos, uno para la zona de transición (normal a anormal) y otro para la zona de
presión anormal. Se pueden utilizar valores de acuerdo con la experiencia en cada área en particular.
Además, existen valores generales reportados en la literatura3 sobre la cantidad de presión diferencial que
puede tolerarse sin que ocurran pegaduras de tuberías, los cuales están entre:
Zonas de transición (normal a anormal) 2,000-2,300 lb/pg2 (140 y 160 kg/cm2)
Zonas de presión anormal 3,000-3,300 lb/pg2 (210 y 230 kg/cm2 ).
Como se mencionó previamente, una vez determinados los gradientes de poro y fractura y los márgenes de
control, la determinación de las profundidades de asentamiento se realiza desde la profundidad total
programada hacia arriba.
En pozos donde no exista evidencia de zonas de presión anormalmente alta, se establece que sólo se
asentarán las tuberías de explotación y la superficial, siempre y cuando las condiciones litológicas así lo
permitan.
A continuación se describe la metodología para cada tipo de tubería de revestimiento.
Asentamiento de la Tubería de Explotación
Aunque generalmente la tubería de explotación se asienta hasta la profundidad total programada, se debe
considerar que la premisa es asentarla a la profundidad donde se permita la explotación de los intervalos
definidos.
Asentamiento de Tubería Intermedia
Se grafica la presión de formación más su margen de control, y la presión de fractura, menos su margen
respectivo, (todos expresados en gradiente de densidad de lodo equivalente) contra la profundidad.
A partir del máximo valor de densidad a utilizar en el fondo del pozo, se proyecta una línea vertical hasta
interceptar la curva del gradiente de fractura afectado por su margen de seguridad. La profundidad de esta
intersección definirá el asentamiento de la tubería intermedia más profunda.
En función de la profundidad total del pozo y del comportamiento de las geopresiones pronosticado, se
procederá de la misma manera, en caso de que se requieran tuberías intermedias adicionales, como se
ilustra en la Figura 4. Esto, hasta alcanzar la profundidad de asentamiento de la tubería superficial, que
difiere del procedimiento anterior.
Para cada asentamiento de tubería intermedia, será necesario revisar el margen por presión diferencial para
asegurar que no se exponga al pozo a un riesgo de pegadura por presión diferencial.
Corrección por Presión Diferencial
Una vez que las profundidades de asentamiento de las
tuberías intermedias han sido establecidas, se deberán
tomar en cuenta los problemas de pegadura por presión
diferencial, para determinar si la sarta de tubería de
revestimiento pudiera pegarse cuando sea introducida al
pozo. Para esto, se evalúa la máxima presión diferencial
que se puede presentar con el arreglo seleccionado.
Esta revisión deberá hacerse desde la tubería más
superficial (Figura 3. Asentamiento 2) hasta la más
profunda (Figura 3. Asentamiento 1).
La presión diferencial (, Δp en kg/cm2) a cualquier
profundidad (Di en m), se obtiene con la siguiente
ecuación:
Donde ρfin es la densidad del fluido de control a la profundidad final de la T.R. que se esta revisando, y
ρinicio la densidad del fluido de control a la profundidad del asentamiento o etapa anterior, en (gr/cc).
La condición que deberá cumplirse es:
Para el asentamiento de la TR (1) (Figura 3), en la zona de presión anormalmente alta :
Δp lim<210 kg/cm2
Para el asentamiento de la TR (2) (Figura 3), en la zona de presión normal, o de transición:
Δp lim<140 kg/cm2
En caso de no cumplir alguna de estas condiciones se deberá corregir la profundidad de asentamiento de la
tubería intermedia, por medio de la siguiente expresión:
La densidad del lodo, ρfin corr puede emplearse para localizar la profundidad donde existe esta presión
diferencial, con lo que se define la nueva profundidad de asentamiento de la TR intermedia.
Asentamiento de Tubería Superficial
Para este caso es necesario considerar el concepto de la tolerancia al brote, en el cual se compara la curva
del gradiente de presión de fractura con la presión generada en el pozo durante el control de un brote.
En este caso el objetivo es seleccionar la profundidad de asentamiento que evite un brote subterráneo, por
lo cual es necesario determinar una profundidad a la cual la formación tenga la capacidad suficiente para
soportar las presiones impuestas por un brote. La metodología propuesta es la siguiente:
a) Suponer una profundidad de asentamiento (Di).
b) Con esta profundidad calcular la presión, expresada en gradiente, impuesta por un brote (Eb, efecto de
brote, en (gr/cc)), por medio de la siguiente ecuación :
Donde Ifc es el incremento en el fluido de
perforación para controlar el brote en unidades de
densidad equivalente, normalmente igual a 0.06
gr/cc, Gfmc es el gradiente de presión de formación
afectado por el margen de control, (gr/cc), Di la
profundidad de interés y D la profundidad de la
siguiente etapa de perforación, en (m).
c) Determinar el gradiente de fractura para la
profundidad seleccionada, Gfrac.
d) Comparar Eb con Gfrac, expresados en densidad
equivalente. Si los valores coinciden entonces la
profundidad supuesta es la profundidad mínima para
el asentamiento de la TR superficial.
e) En caso de que no coincidan estos valores, se debe
suponer otra profundidad y repetir el proceso hasta
que coincidan los valores de densidad equivalente.
Cuando se caracterizan mecánicamente las
formaciones (se conocen sus propiedades mecánicas
y los esfuerzos in-situ) es posible optimizar los
asentamientos de las TR’s, en función de la
estabilidad mecánica del agujero; ya que la ventana
de operación estará ahora en función de la presión de
colapso de las paredes del pozo y de la presión de
poro, como límite inferior, y del esfuerzo mínimo
horizontal, como límite superior (ver Figura 5).
A esta disciplina se le llama Geomecánica.
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asentamiento de trs ba3 octubre 2011