UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DEL CARMENUNACAR

DES:DACQYP

PE: INGENIERÍA PETROLERA

“Recuento de tareas”

INGENIERÍA DE PERFORACIÓN DE POZOSCLASE LUN Y MIE 9-10PM

PROFESOR:INGENIERO MARIO HUMBERTO GÓMEZ MEJÍA

ALUMNA:R. ALEJANDRA JUÁREZ SILVAN

094032

CIUDAD DEL CARMEN, CAMPECHE A 05 DE DICIEMBRE DE 2015

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TABLA DE CONTENIDO

PRUEBA DE GOTEO. 2

MÉTODO DE EATON. 4

CUERPOS GEOLÓGICOS DE ASENTAMIENTO DE TR. 5

RESISTIVIDAD Y CONDUCTIVIDAD. 6

DOMINÓ DE BARRENAS Y TR’S 7

PRUEBAS DE PERFORABILIDAD 8

REOLOGÍA Y TIXOTROPÍA. 9

SECUENCIA OPERATIVA PARA LA CEMENTACIÓN DE UN LINER. 10

TIPOS DE COLGADORES DE LINER. 11

VENTANA OPERATIVA. 12

PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN EN LA CEMENTACIÓN 13

TIPOS DE HIDROCARBUROS 15

EVALUACIÓN DE PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN 18

CONTROLADOR DE PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN. 22

TIPOS DE MALLAS DE PERFORACIÓN. 23

NÚMERO DE TOBERAS 25

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Prueba de goteo.

Es una prueba para determinar la presión de fractura en una formación abierta, usualmente conducida inmediatamente después de perforar justo debajo de la última zapata. Durante la prueba se inyecta en el pozo fluido para gradualmente incrementar la presión que la formación experimenta. A cierta presión el fluido entrará en la formación, ya sea a través de la roca permeable o a través de un espacio debido a que se fracturó la roca. Los resultados de esta prueba determinan la presión máxima o la densidad del lodo que se debe de aplicar en el pozo durante las operaciones de perforación. La operación máxima de presión es usualmente ligeramente menor al resultado de la prueba de goteo.

Leak Off Test is conducted in order to find the fracture gradient of certain formation. The results of the leak off test also dictate the maximum equivalent mud weight that should be applied to the well during drilling operations.

Guide line de una prueba de goteo (LOT – Leak Off Test):

1.Drill out new formation few feet, circulate bottom up and collect sample to confirm that new formation is drilled to and then pull string into the casing.

2.Close annular preventer or pipe rams, line up a pump, normally a cement pump, and circulate through an open choke line to ensure that surface line is fully filled with drilling fluid.

3.Stop the pump and close a choke valve.

4.Gradually pump small amount of drilling fluid into well with constant pump stroke. Record total pump strokes, drill pipe pressure and casing pressure. Drill pipe pressure and casing pressure will increase continually while pumping mud in hole. When plot a graph between strokes pumped and pressure, if formation is not broken, a graph will demonstrate straight line relationship. When pressure exceeds formation strength, formation will be broken and let drilling fluid permeate into formation, therefore a trend of drill pipe/casing pressure will deviate from straight line that mean formation is broken and is injected by drilling fluid. We may call pressure when deviated from straight line as leak off test pressure.

Leak off test pressure can be calculated into equivalent mud weight in ppg as formula below:

Leak off test in equivalent mud weight (ppg) = (Leak off test pressure in psi) ÷ 0.052 ÷ (Casing Shoe TVD in ft) + (current mud weight in ppg)

Pressure gradient in psi/ft = (Leak off test pressure in psi) ÷ (Casing Shoe TVD in ft)

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Example:

Leak off test pressure = 1600 psiCasing shoe TVD = 4000 ftMud weight = 9.2 ppg

Leak off test in equivalent mud weight (ppg) = 1600 psi ÷ 0.052 ÷ 4000 ft + 9.2ppg ppg = 16.9

Pressure gradient = 1600 ÷ 4000 = 0.4 psi/ft

4.Bleed off pressure and open up the well. Then proceed drilling operation.

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Método de Eaton.

Utilizó una gran cantidad de datos de registros geofísicos y mediciones de presiones de poro de diferentes áreas geológicas para desarrollar una serie de ecuaciones, las cuales relacionan directamente la presión de poro con la magnitud de desviación entre los valores observados y los obtenidos de la tendencia normal extrapolada. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad contra tiempo de tránsito o resistividad de lutitas limpias se traza la línea de tendencia normal y se extrapola hasta la profundidad total. A la profundidad de interés D, leer los valores de tiempo de tránsito de la tendencia normal tlun y de la tendencia observada tlu y la profundidad equivalente al mismo valor del tiempo de tránsito observado Dn. Por último, se calcula la presión de formación a la profundidad de interés D, según el registro que se tenga, con las siguientes ecuaciones:

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Cuerpos Geológicos de asentamiento de TR.

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.En nuestro país, las formaciones con presiones anormales se encuentran en un rango de edades geológicas que van desde el Terciario hasta el Jurásico, en profundidades desde unos cuantos metros hasta mas de 5 mil en zonas tanto terrestres como costa afuera, aunque generalmente una 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. Por tanto en la graficación de los parámetros se deberá señalar la profundidad de los objetivos y la profundidad total programada.

De acuerdo a las cuencas petroleras de México existen principalmente tres posibilidades para el asentamiento de tuberías de explotación, de acuerdo a los objetivos del pozo:

a) Pozos con objetivo jurásico (mesozoico): En este caso una TR de explotación se ubica al nivel de jurásico, a la profundidad total programada, y otra en la base del cretácico, a la entrada del jurásico.

b) Pozos con objetivo cretácico (mesozoico): Se programara una TR de explotación a la profundidad total programada, a nivel del cretácico o en la cima del jurásico superior. Una TR intermedia será necesaria a la cima del paleoceno o cretácico.

c) Pozos con objetivo terciario : En principio, se programara una TR de explotación a la profundidad total programada, la cual deberá cubrir el objetivo más profundo del pozo.

d) Para el caso de objet ivos adicionales y más someros se deberá revisar la posición de los mismos y en caso de ser necesario ajustar el o los asentamientos de las TRs intermedias, para adicionar una o más tuberías de explotación.El Ingeniero de Diseño debe identificar, correlacionar y analizar la litología esperada a la profundidad determinada, para evitar que el asentamiento propuesto coincida con estratos problemáticos que pongan en riesgo la estabilidad del pozo, y/o la integridad de la zapata, al perforar la siguiente etapa. Por ejemplo: estratos salinos, zonas de lutitas hidratables y/o deleznables, acuíferos, estratos con H2S o CO2, zonas con pérdida de circulación severa, fallas, zonas de alta presión, formaciones no consolidadas, formaciones altamente fracturadas o vugulares, formaciones con gas y/o agua salada, formaciones con agua dulce, zonas de gas someras.

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Resistividad y Conductividad.

Resistividad: La capacidad de un material para resistir la conducción eléctrica. Es la inversa de la conductividad y se mide en ohm-m. La resistividad es una propiedad del material, en tanto que la resistencia también depende del volumen medido. Ambas propiedades se relacionan por una constante de sistema, que en los casos simples es la longitud entre los electrodos de medición dividida por el área. En el caso general, la resistividad es el campo eléctrico dividido por la densidad de corriente y depende de la frecuencia de la señal aplicada.

Conductividad: La capacidad de conducción de la electricidad de un material. Es la inversa de la resistividad y se mide en siemens por metro (S/m) o mho/m. La conductividad es una propiedad del material, en tanto que la conductancia depende además del volumen medido. Ambas están relacionadas por una constante de sistema, que en casos simples es la longitud entre los electrodos de medición dividida por el área. En el caso más general, la conductividad es la densidad de corriente dividida por el campo eléctrico y depende de la frecuencia de la señal aplicada.

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Dominó de Barrenas y TR’s

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Pruebas de Perforabilidad

La prueba de perforabilidad es un procedimiento sencillo y práctico que fue propuesto por Lubinski. Tiene muy poco impacto o ningún impacto en el tiempo del equipo y los resultados on inmediatamente aparentes. El objetivo es encontrar la combinación de WOB y PM que produzcan la mayor velocidad de Perforación. Todo lo que requiere es un reloj con un segundero, el listado de tubería que entra al pozo (detalle de tubería) y un lápiz.

1. Determine el peso en la barrena máximo que se puede aplicar dado el tamaño / tipo y herramienta de fondo de su barrena. 2. Seleccione tres RPM’s a las cuales va a realizar la prueba. 3. Pídale al perforador que aplique la primera velocidad de rotación RPM y que gradualmente lleve el peso sobre la barrena hasta el máximo recomendado. Si el peso sobre la barrena máximo no se alcanza antes de que se presenten niveles elevados de torque o de vibración, entonces acepte un peso sobre barrena más reducido. 4. Pídale al perforador que asegure el freno del tambor y que permita que el peso colocado sobre la barrena se disipe al perforar. Anote el tiempo que necesitó para llegar reducir cada 2 Klb en el peso. El menor tiempo requerido para avanzar descargando 2 Klbs será el peso sobre la barrena que dará la mayor velocidad de Perforación con la respectiva velocidad de rotación, RPM. 5. Pruebe en la misma forma las otras RPM’s. 6. Una vez que se completen las pruebas, revise con los datos de choque MWD basados en el tiempo (si están disponibles) para ver si existían condiciones de perforación inestables para alguna combinación en particular de peso sobre la barrena y RPM’s – ver Mejor Práctica InTouch: Optimización de perforación y Shocks. 7. Con base en la prueba de perforabilidad y los datos de shock seleccione el peso en la barrena y RPM óptimos.

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Reología y tixotropía.

Reología: La ciencia y el estudio de la deformación y el flujo de la materia. El término también se utiliza para indicar las propiedades de un líquido dado, como en la reología de los lodos. La reología es una propiedad sumamente importante de los lodos de perforación, los fluidos de perforación de yacimiento, los fluidos de reacondicionamiento y terminación, los cementos y los fluidos y píldoras especializados. La reología del lodo se mide continuamente durante la perforación y se ajusta con aditivos o dilución para cumplir con las necesidades de la operación. En los fluidos a base de agua, la calidad del agua juega un papel importante en el desempeño de los aditivos. La temperatura afecta el comportamiento y las interacciones del agua, la arcilla, los polímeros y los sólidos en el lodo. La presión de fondo de pozo debe ser tenida en cuenta al evaluar la reología de los lodos a base de aceite.

Tixotropía: La característica de un fluido, tal como el lodo de perforación, de formar una estructura gelificada con el tiempo cuando no está sujeto a cizalladura y luego fluidificarse cuando es agitado. La viscosidad del fluido tixotrópico cambia con el tiempo a una velocidad de corte constante hasta alcanzar el equilibrio. La mayoría de los lodos de perforación presentan tixotropía, que es necesaria para una perforación rápida y una elevación eficiente de los recortes de perforación y para soportar el material densificante cuando el flujo del lodo se detiene. La resistencia de gel medida en varios intervalos de tiempo indica la tixotropía relativa de un lodo. A veces es deseable que la tixotropía proporcione resistencia al flujo, como para evitar o reducir las pérdidas o el flujo hacia una formación débil.

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Secuencia operativa para la cementación de un Liner.

Cuando se trata de cementaciones de tuberías cortas de explotación (7” o 5”), normalmente se utiliza un empacador permanente que se coloca debajo de la camisa soltadora (C-2 boca de tubería corta).

Su objetivo es, básicamente, el control del pozo cuando se tengan pérdidas parciales o totales y cuando exista la posibilidad de que el pozo se descontrole. El procedimiento operativo está basado en el principio de tuberías superficiales y de explotación y la función adicional para activarlo es aplicar solamente peso (25-30 toneladas) para romper seguros y activar el mecanismo.

En la actualidad los retos de perforación son tan grandes que las exigencias para las operaciones de servicio son más delicadas. Tal es el caso de la cementación de una TR 3 ½" (slim liner o tubería esbelta); los cálculos son iguales a los de una cementación de tubería de explotación corta normal (7" o 5").

Procedimiento operativo a seguir:

1. Realizar una junta de seguridad con el personal operativo. 2. Probar las conexiones del equipo en superficie. 3. Verificar peso total de las tuberías (TR y TP) y tocar fondo con circulación si las

condiciones lo permiten. 4. Soltar canica para anclar conjunto colgador y durante el viaje de la canica

instalar la cabeza de cementar con el tapón de desplazamiento. 5. Anclar la TR y con fluido del pozo manejar presiones equivalentes para no

rebasar los límites del colgador. 6. Verificar este anclaje con peso sobre la TR, con los cálculos previamente

efectuados. 7. Soltar la tubería y verificar que el soltador esté libre, con peso y con presión.

Establecer circulación con presión equivalente en el cople. Para observar abatimiento de presión, este procedimiento se debe al diseño del cople receptor donde se aloja la canica. Esta herramienta es del grado y peso de la TR para evitar problemas en el pozo.

8. Anclada y soltada la tubería, se aplica peso sobre la camisa soltadora C-2 y se efectúa el bombeo de la lechada entre tapones para evitar la contaminación del volumen pequeño empleado de lechada y desplazar con agua y fluido retardante o lodo contaminado. Todo esto para lograr que el cemento que pudiera dar vuelta arriba de la boca de la TR y pueda fraguar.

9. Levantar el soltador 500 [m] llenando pozo, cerrar preventores y esperar fraguado. En ocasiones puede ocuparse un empaque permanente que deberá de activarse antes de esperar fraguado.

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Tipos de colgadores de Liner.

Mecánicos: a. Activados por rotación izquierda o derecha de la sarta de trabajo. b. Utilizados típicamente en pozos verticales.

Hidráulicos: c. Activados por presiónd. Típicamente usados en pozos horizontales o desviados.

Expansibles. e. Utilizados para pasar por zonas esbeltas y ampliarse a un diámetro

mayor al original. f. No tiene partes movibles en el anular. g. Puede ser molido. h. Se puede saber cuándo ha sido expandido y anclado.

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Ventana Operativa.

Zona de presión de poro: Durante la perforación bajo balance el tipo de derrumbes que se pueden generar son astillados.

Zona de colapso: El tipo de derrumbes en esta zona pueden ser angulares.

Zona estable: Se mantiene la estabilidad de pozo. No se producen derrumbes relacionados a falla mecánica de roca.

Zona de pérdidas: En caso de perforar una zona fracturada/planos de debilidad, el tipo de derrumbe que se puede producir en esta zona son blocosos y tabulares.

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Pérdidas de circulación en la cementación

Las pérdidas de circulación, constituyen un problema común en los campos petroleros de aguas profundas. Las pérdidas de circulación cuestan a la industria cientos de millones de dólares por año en términos de producción perdida o demorada, así como en erogaciones necesarias para abordar problemas de perforación, reparar trabajos de cementación primaria defectuosos y reposicionar pozos con daños irreparables producidos por pérdidas de circulación.

La pérdida de circulación es la reducción o ausencia total de flujo de fluido por el espacio anular comprendido entre la formación y la tubería de revestimiento, o entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción, cuando se bombea fluido en sentido descendente por la columna de perforación o la tubería de revestimiento.

La pérdida de circulación de fluido constituye un peligro conocido durante las operaciones de perforación y cementación efectuadas en yacimientos de alta permeabilidad, en zonas agotadas, y en formaciones débiles o naturalmente fracturadas, vugulares o cavernosas. La circulación puede deteriorarse incluso cuando las densidades de los fluidos se mantengan dentro de los márgenes de seguridad habituales; gradiente menor que el gradiente de fracturamiento de la formación. Detener las pérdidas de circulación antes de que estén fuera de control es crucial para el logro de operaciones seguras y rentables desde el punto de vista económico.

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Si bien los ingenieros definen a la pérdida de circulación de distintas maneras, en general puede ser clasificada como filtración cuando las pérdidas son inferiores a 10 [bbl/h]. Las pérdidas de retorno parciales implican pérdidas de más de 10 [bbl/h], pero algo de fluido retorna a la superficie.

Si el pozo no permanece lleno de fluido, la altura vertical de la columna de fluido se reduce y la presión ejercida sobre la formación expuesta disminuye. En consecuencia, otra zona puede fluir dentro del pozo mientras la zona de pérdida primaria está admitiendo fluido. En casos extremos, puede producirse la pérdida del control del pozo, con consecuencias catastróficas. Aun en situaciones menos severas de filtración y pérdidas parciales, la pérdida de fluido hacia una formación representa un costo financiero que debe abordar el operador. El impacto de la pérdida de circulación está directamente relacionado con el costo del equipo de perforación, el fluido de perforación y la velocidad de pérdida en función del tiempo. Por otra parte, los elevados costos diarios asociados con el equipo de perforación en aguas profundas y en otras áreas operativas de frontera, hacen que todo tiempo invertido para mitigar problemas de pérdidas de circulación sea extremadamente costoso.

Durante las operaciones de cementación, la pérdida de circulación generalmente se traduce en insuficiente relleno de cemento en el espacio anular, ya sea por fuga durante la etapa de bombeo o por retorno del cemento después de detener las bombas. Cuando esto sucede, el nivel final del cemento se encuentra por debajo del nivel de colocación planeado. La pérdida de circulación durante la cementación puede producir problemas de perforación en los tramos subsiguientes del pozo o un aislamiento por zonas inadecuado. Otras consecuencias perjudiciales, tales como pérdidas de fluido o corrosión causada por la deficiente distribución del cemento alrededor de la tubería de revestimiento, quizás no se manifiesten por muchos años, al cabo de los cuales es probable que estos problemas resulten imposibles de solucionar. En ciertas situaciones, las operaciones correctivas de la cementación, conocidas como cementaciones forzadas, bastan para reparar el daño, pero se trata de procedimientos costosos y lentos cuyo índice de éxito es en general bajo. En casos extremos, la pérdida de circulación total puede producir una pérdida completa del control del pozo o un colapso de las paredes del pozo.

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Tipos de Hidrocarburos

El petróleo crudo y las fracciones que provienen de él están conformados de moléculas denominadas hidrocarburos y por una combinación de átomos de carbono tetravalentes con átomos de hidrógeno monovalentes. Pero en el petróleo crudo no existen determinados tipos de estructuras moleculares; mientras que otras como las formas olefínicas inestables, se se ha formado, se transforman de manera total e íntegra, en moléculas estables en los propios yacimientos durante el transcurso de los siglos.Mediante la realización de distintos tratamientos sobre el petróleo crudo, el refinador puede hacer reaparecer estas combinaciones moleculares inexistentes.Por otro lado, el petróleo crudo contiene, azufre, oxígeno y nitrógeno bajo la forma de compuestos tales como sulfuro de hidrógeno, mercaptanos R-SH, disulfuros y polisulfuros (R- S-S-R)n, ácidos nafténicos, etc.Finalmente, y no obstante una decantación prolongada, se observan en el petróleo crudo sedimentos y agua salada, provenientes del yacimiento o del transporte en buques petroleros.

Familias Químicas de Hidrocarburos

Dada la tetravalencia del átomo de carbono y de la monovalencia del hidrógeno, las distintas posibilidades de combinación de estos átomos pueden clasificarse según dos reglas generales: adición de los átomos de carbono en cadenas o en ciclos y con saturación, o no.

Hidrocarburos alifáticos.

A. Saturados: Parafínicos de fórmula general CnH2n+2 .- Cadena recta única: parafínicos normalFórmula Desarrollada:

Nomenclatura: terminación en … ano.El metano, CH4, primero de la serie, el etano, el propano y el n-butano son gaseosos a temperatura ambiente; del n-pentano al n-cetano, C16, son líquidos; las moléculas para fínicas normales de peso molecular superior son sólidas y constituyen la parafina. Todos estos hidrocarburos se encuentran en el petróleo crudo.- Cadena ramificada: isoparafinas

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Son formas isómeras de los hidrocarburos parafínicos normales, es decir, que con el mismo número de átomos de carbono, tienen igual peso molecular. Se los diferencia de los anteriores utilizando el prefijo iso … ano.Fórmula desarrollada del isobutano: C4 H10

B. No saturados: olefínicos o eilénicosSegún el número de dobles enlaces, la fórmula de estas moléculas será: CnH2n, CnH2n_2, CnH2n_4, etc. Los carbonos se disponen en cadena recta o ramificada. Estos hidrocarburos olefínicos no se encuentran en el petróleo crudo.- Cadena recta:1 doble enlace: olefinas normales: CnH2nNomenclatura: terminación …enoLos dos primeros hidrocarburos de la serie son el etileno y el propeno o propileno.

Hidrocarburos cíclicos

El ciclo, o núcleo, puede estar constituido por un número cualquiera de átomos de carbono. No obstante es más frecuente que contenga seis carbonos, por corresponder a los 109° del ángulo normal de unión de los átomos de carbono.

A. Saturados: Naftenos de fórmula general CnH2nSon isómeros de los hidrocarburos olefínicos. Su denominación es la misma de los parafínicos, procedida del prefijo ciclo. Existen el ciclopropano, el ciclobutano, el ciclopentano y el ciclohexano,d e fórmula C6H12. La condensación de dos núcleos cualesquiera da un hidrocarburo complejo saturado y pesado.

B. No saturados

Teniendo en cuenta sólo el ciclo de seis átomos de carbono, la instauración puede darse en tres formas: simple, doble o triple, ya que en este núcleo resulta imposible que se den dos dobles enlaces consecutivos.1 doble enlace: cicloolefínicos, como el ciclohexeno;2 dobles enlaces: ciclodiolefínicos, como el ciclohexadieno;3 dobles enlaces: bencénicos o aromáticos.Esta última estructura cíclica no saturada responde a una forma estable de la molécula, motivo por la que es mucho más frecuente que las dos anteriores. Los hidrocarburos bencénicos se encuentran en los petróleos crudos en proporciones variables; los crudos de Borneo y Sumatra poseen una naturaleza aromática muy

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pronunciada. Por otro lado, ciertos catalizadores permiten obtener formas bencénicas atractivas por su propiedad antidetonante.

Hidrocarburos mixtos

Las familias precedentes pueden calificarse de puras. Las reacciones de sustitución admiten su unión para dar lugar a una molécula híbrida que presenta caracteres comunes a las mismas. Tanto los ciclos como las cadenas parafínicas pueden sustituirse unos con otros. Las propiedades de la molécula mixta es función de la importancia relativa de los núcleos y de las cadenas en la estructura.La denominación considera el elemento predominante de la molécula; en el caso del ciclo, se antepone a su nombre, el del radical parafínico sustituido; en el de la cadena sustituida por un solo núcleo bencénico, se precede de fenil.Nombres de radicales usualmente utilizados:- CH3: metilo- CH2CH3: etilo- CH2CH2CH3: propilo- CH3- CH- CH3: isopropilo - C4 H10: butilo- CH = CH2: vinilo- C6H5: fenilo.

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Evaluación de Pérdidas de circulación

Al momento de ocurrir un brote, el lodo en primera instancia es desplazado fuera del pozo, si el brote no es detectado ni corregido a tiempo, el problema se puede complicar hasta llegar a producir un reventón.En la detección oportuna del brote, se puede tener hasta un 98% de probabilidades de controlarlo. Los indicadores de que el lodo está fluyendo fuera del pozo, pueden ocurrir en las siguientes etapas, durante el proceso de perforación del mismo.

Al estar perforando Al sacar o meter tubería de perforación Al sacar o meter herramienta Al no tener tubería dentro del pozo.

INDICADORES DE BROTES DEFINIDOSAl momento de ocurrir un brote, el lodo es desplazado fuera del pozo.Los indicadores definidos de que el lodo está fluyendo fuera del pozo son: aumento del volumen en presas, aumento en el gasto de salida mientras se está circulando con gasto constante, flujo del pozo teniéndose la bomba parada y el hecho de que el pozo acepte menos lodo o fluya de él más lodo que el calculado para el viaje. Otros indicadores de la presencia de un brote son:Aumento en el ritmo de penetración; disminución en la presión de circulación y aumento en el número de emboladas de la bomba; aumento en el gas del viaje, de conexión o de fondo; presencia de agua en el lodo y un aumento de cloruros en el lodo.

AUMENTO DE VOLUMEN EN PRESASSuponiendo que no se añada fluido ni a los tanques ni a las presas de lodo, una ganancia en el volumen de cualquiera de éstos, al estar perforando, es un signo seguro de que se tiene un brote. Existe equipo de medición de volumen que debe tenerse en las presas y los tanques de lodo y que hace sonar una alarma indicadora si el nivel de lodo aumenta o disminuye una cantidad prefijada. También hay disponible, accesorios que mantienen un registro constante del volumen en presas. A estos se les conoce como totalizadores de volumen en presas y los hay en diferentes marcas y modelos.

AUMENTO EN EL GASTO DE SALIDAUn aumento en el gasto normal de salida es también una indicación de que está ocurriendo un brote, que a su vez está empujando lodo adicional fuera del pozo. Esta situación puede ser detectada observando el flujo del lodo a través de la temblorina y cualquier cambio fuera de lo normal; existen equipos medidores de gasto, que pueden detectar esas variaciones en forma automática.

FLUJO SIN CIRCULACIÓNLa indicación más definida de un brote, es un pozo fluyendo teniendo las bombas paradas. Si el indicador así se manifiesta, es seguro que un brote está en camino;

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atender un pozo de esta manera se le conoce como “Observar el pozo”. Esto significa que las bombas de lodo son detenidas y el espacio anular es observado para determinar si el pozo continúa fluyendo o si el nivel estático del fluido está aumentando. Cuando se “observa el pozo”, la práctica normal consiste en subir la sarta de perforación de manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotatoria.Antes de poder observar si existe flujo, debe llenarse con lodo el espacio anular, en caso de que no esté lleno.

EL POZO ACEPTA MENOS LODO O DESPLAZA MÁS EN LOS VIAJESCuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más difícil detectar un brote. En cualquiera de los dos casos, para poder detectar un brote en sus inicios, es necesario llevar un control de la cantidad de tubería introducida o sacada del pozo y el correspondiente volumen de lodo desplazado o requerido para su llenado correspondiente.Al meter tubería dentro del pozo, se desplazará lodo hacia fuera. El volumen de lodo desplazado deberá ser igual al volumen de acero de la tubería introducida. Si el volumen desplazado es mayor que el volumen del acero, entonces fluidos de la formación estarán entrando al pozo forzando el lodo hacia afuera, es decir estará ocurriendo un brote. Si el volumen del lodo desplazado es menor que el volumen de acero de la tubería introducida, entonces se tendrá pérdida de circulación.

En caso de que se esté sacando tubería del pozo, se debe añadir lodo para que vaya ocupando el espacio previamente ocupado por la tubería que ya se sacó. El volumen de lodo requerido para llenar el pozo, debe ser igual al volumen de acero que ha sido extraído. Si por el contrario, se requiere una cantidad menor para llenar el pozo, entonces se tendrá una indicación de que está ocurriendo un brote. Ahora bien si la cantidad de lodo necesaria para llenar el pozo es mayor que el volumen de acero extraído, entonces se tendrá una pérdida de lodo. La extracción de tubería es una operación más critica que su introducción, debido a los efectos de sondeo y de llenado del pozo. En otras palabras, tanto el efecto de sondeo como el de llenado ocasional del pozo, reducen la presión en el fondo y esto puede originar que ocurra un brote. Ambas operaciones de viaje, requieren que se determine el volumen del acero de la tubería. El método que se prefiere para su cálculo es a partir de las tablas de desplazamiento, para el tamaño y peso de la tubería en particular que se va a sacar o meter. Otra manera es aplicando la formula correspondiente.El volumen real requerido para llenar al pozo puede medirse mediante (1) tanque de viajes, (2) medidor de gasto, (3) el cambio en el nivel en las presas y (4) el contador de emboladas.Cuando se mete tubería, el tanque de viajes deberá utilizarse, para medir el volumen de lodo desplazado del pozo, dependiendo de la forma en que estén hechas las conexiones. Es aconsejable que el tanque de viajes esté dispuesto de tal manera que se pueda utilizar para medir el volumen de lodo llenado o desplazado del pozo.

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Pueden instalarse medidores de gasto de tal manera que midan el volumen bombeado dentro del pozo o el volumen de lodo desplazado. El nivel de la presa de lodos debe ser sensible a los cambios en el volumen de lodo; sin embargo debe recalcarse que se necesita un volumen grande de lodo para que el cambio pueda ser notorio, especialmente en presas con una área bastante grande.El determinar el volumen de lodo contando el número de emboladas puede hacerse solamente cuando se está llenando el pozo. No puede utilizarse cuando se está metiendo tubería y ésta desplaza lodo del pozo, puesto que este lodo no pasa a través de la bomba.

INDICADORES DE BROTES INDEFINIDOS AL ESTAR PERFORANDOLos siguientes son indicadores de brotes al estar perforando:AUMENTO EN LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓNUn aumento en la velocidad de perforación puede ser un indicador de un posible brote. La velocidad de perforación está en función de varios factores como:

El peso sobre la barrena Velocidad de rotación Densidad de lodo Hidráulica y Características de la formación

Pero también está determinada por la presión diferencial entre la presión hidrostática del lodo y la presión de formación. Es decir, que si la presión de formación es mayor que la presión hidrostática dentro del pozo, aumentará considerablemente la velocidad de penetración de la barrena. Cuando esto ocurra, y no haya cambios en alguna de las otras variables, se debe sospechar la presencia de un posible brote; esta posibilidad es mayor cuando se perforan en zonas de presión anormal o de yacimiento.

DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO Y AUMENTO DE EMBOLADASCuando un brote ocurre mientras se está perforando, los fluidos debido al brote estarán únicamente en el espacio anular.La presencia de dichos fluidos que tienen una densidad menor que la del lodo, causará que la presión hidrostática en el espacio anular sea menor que la presión hidrostática dentro de la sarta de perforación.La diferencia de presiones ayuda a que el lodo dentro la sarta fluya hacia el espacio anular más fácilmente, con la consecuente disminución de presión de bombeo y el aceleramiento de la bomba de lodo, el cual se manifiesta en el aumento de emboladas.Sin embargo, hay que hacer notar que una disminución de presión de bombeo también puede deberse a las causas siguientes:

Reducción en el gasto de circulación Agujero o fisura en la TP Junta de la sarta lavada por presión Desprendimiento de una tobera en la barrena

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Cambio en las propiedades del lodo

Como se observa, la decisión final se tomará después de haber ponderado varios indicadores del brote.

LODO CONTAMINADO CON GASLa aparición del lodo contaminado con gas, puede deberse al fluido contenido en los recortes de la barrena o al fluido de la formación al pozo que están siendo circulados a la superficie. Conforme el gas se va expandiendo al acercarse a la superficie (por la reducción de presión al disminuir la columna de lodo sobre él), el lodo contaminado con gas provoca disminución en la presión hidrostática, lo cual puede ocasionar un brote.

LODO CONTAMINADO CON CLORUROSLa detección de un aumento de cloruros y el porcentaje de agua, pueden ser indicadores de que los fluidos de la perforación estén entrando al pozo y, por consecuencia, sean el origen posible de un brote.Sin embargo, el aumento de cloruros también puede ser originado al perforar una sección salina.

CAMBIO EN LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS DEL LODOCuando las propiedades reológicas cambien, debe tenerse presente que tal variación pudo ser causada por la entrada de un fluido invasor, lo cual se manifiesta en variación en la viscosidad, relación agua-aceite y la precipitación de sólidos.

AUMENTO EN EL PESO DE LA SARTA DE PERFORACIÓNAun cuando este indicador es difícil de detectar, es conveniente mencionarlo. Cuando ocurre un brote y los fluidos de la formación (que tienen menores densidades que el lodo) entran al pozo, el efecto de flotación de la sarta de perforación se reduce, ocasionando como resultado un incremento en el peso de la tubería, siendo más representativo en lodos de altas densidades, ya que tiene un factor de flotación mayor.

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Controlador de Pérdidas de Circulación.

Las pérdidas de circulación son uno de los problemas, más comunes durante la perforación de un pozo y se clasifican en dos tipos:

• Pérdidas naturales o intrínsecas• Pérdidas mecánicas o inducidas.

Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de la perforación de un pozo, se corre el riesgo de tener un brote, esto se incrementa al estar en zonas de alta presión o de yacimiento en un pozo exploratorio o delimitador.Al perder la columna de lodo, la presión hidrostática ejercida por el mismo, puede disminuir a un punto tal, que permita que el pozo fluya originando un brote.

Con el objeto de reducir las pérdidas de circulación se recomienda efectuar las prácticas siguientes:

• Emplear la densidad mínima de lodo que permita el pozo• Mantener el mínimo de sólidos en el pozo• Mantener los valores reológicos en condiciones óptimas de operación• Reducir las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular• Evitar incrementos bruscos de presión• Reducir la velocidad de introducción de la sarta.

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Tipos de Mallas de Perforación.

Tamaño de mallas para temblorinas de acuerdo a norma API:

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Tamaño de mallado en unidades US MESH:

U.S. MESH INCHES MICRONS MILLIMETERS3 0.2650 6730 6.7304 0.1870 4760 4.7605 0.1570 4000 4.0006 0.1320 3360 3.3607 0.1110 2830 2.8308 0.0937 2380 2.380

10 0.0787 2000 2.00012 0.0661 1680 1.68014 0.0555 1410 1.41016 0.0469 1190 1.19018 0.0394 1000 1.00020 0.0331 841 0.84125 0.0280 707 0.70730 0.0232 595 0.59535 0.0197 500 0.50040 0.0165 400 0.40045 0.0138 354 0.35450 0.0117 297 0.29760 0.0098 250 0.25070 0.0083 210 0.21080 0.0070 177 0.177100 0.0059 149 0.149120 0.0049 125 0.125140 0.0041 105 0.105170 0.0035 88 0.088200 0.0029 74 0.074230 0.0024 63 0.063270 0.0021 53 0.053325 0.0017 44 0.044400 0.0015 37 0.037

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Número de Toberas

Número de Toberas (Estándar API para barrenas PDC)

Nozzle

Size

1 2 3 4 5 6 7 8

7 0.0376

0.0752

0.1127

0.1503

0.1877

0.2255

0.2631

0.3007

8 0.0491

0.0982

0.1473

0.1963

0.2454

0.2945

0.3435

0.3927

9 0.0621

0.1242

0.1864

0.2485

0.3106

0.3728

0.4249

0.497

10 0.0767

0.1534

0.2301

0.306

0.3835

0.4602

0.5369

0.6136

11 0.0928

0.1856

0.2784

0.3712

0.464

0.5568

0.6496

0.7424

12 0.1104

0.2209

0.3313

0.4418

0.5522

0.6627

0.7731

0.8836

13 0.1296

0.2592

0.3889

0.5185

0.6481

0.7777

0.9073

1.037

14 0.1503

0.3007

0.451

0.6013

0.7517

0.902

1.0523

1.2026

15 0.1726

0.3451

0.5177

0.6903

0.8629

1.0354

1.208

1.3806

16 0.1963

0.3927

0.589

0.7854

0.9817

1.1781

1.3744

1.5708

18 0.2485

0.497

0.7455

0.994

1.2425

1.491

1.7395

1.988

20 0.3068

0.6136

0.9204

1.2272

1.534

1.8408

2.1476

2.4544

22 0.3712

0.7424

1.1137

1.4849

1.8561

2.2273

2.5986

2.9698

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