viernes, 14 de mayo de 2049

INTRODUCCION


Muchas compañías petroleras y contratistas de perforación exigen a su personal que asista a cursos regulares aun cuando el país anfitrión no lo requiera. Muchas veces estos cursos presentan problemas para el trabajador petrolero que no ha tenido que aprender y utilizar fórmulas y cálculos desde que terminó su educación formal.
En este blog de perforación y control de pozos, intento presentar fórmulas y cálculos en una manera que sea fácil de seguir y en un orden paso por paso. Intento presentarlos en la manera más clara posible para que los alumnos los entiendan y puedan realizar los ejemplos durante las pruebas y utilizar estas fórmulas al regresar al trabajo.
Se ha diseñado este blog para brindar la mayor conveniencia. Se incluyen ejemplos para facilitar el uso de las fórmulas.
Este blog está dedicado a los miles de trabajadores petroleros que tienen que utilizar las fórmulas y cálculos diariamente o una ó dos veces al año y a quienes les resulta difícil recordarlos. Este blog le facilitará su trabajo.
Hoy en dia existen softwares que permiten realizar todos los calculos de manera rapida dando resultados de todos los parametros que se desean calcular; esto es una gran ayuda para los alumnos pero el hacer esto sin tener una base de conocimientos haria que se pierda una vision critica de los resultados.
LOAIZA CRISTIAN
CASTILLO JOSÉ

jueves, 14 de mayo de 2015

OBJETIVOS

Este blog, hecho por estudiantes de ingeniería en perforación, intentara explicar las partes teórica-practicas de temas que abarca los fluidos de perforación, propiedades y funciones; Reologia e hidráulica y Diseño de cañerías de entubación.

FLUIDOS DE PERFORACION

Los  fluidos  utilizados  durante  los trabajos de perforación de un pozo, son denominados como fluídos de perforación. 


Propiedades del lodo
VISCOSIDAD: es el término reológico más conocido, se puede describir como la resistencia al flujo de una sustancia.

VISCOSIDAD EFECTIVA La viscosidad de un fluido no newtoniano cambia con el esfuerzo de corte. La viscosidad efectiva (μe) de un fluido es la viscosidad de un fluido bajo condiciones específicas. Estas condiciones incluyen la velocidad de corte, la presión y la temperatura.

VISCOSIDAD APARENTE La viscosidad efectiva a veces es llamada Viscosidad Aparente (VA). La viscosidad aparente está indicada por la indicación del viscosímetro de lodo a 300 RPM (Θ300) o la mitad de la indicación del viscosímetro a 600 RPM (Θ600).
Los sólidos perforados pueden ser controlados de tres maneras: 1. Control mecánico de los sólidos.                   2. Asentamiento.                 3. Dilución o desplazamiento.

Aumentar la Densidad del Lodo
Aumento del peso del lodo, ppg, con barita
(gravedad específica promedia de barita – 4,2)


Barita, sacos/100 bl =  1470 (W – W1)  
                                        35  W2

Ejemplo:  Determinar el número de sacos de barita requeridos para aumentar la densidad de 100
bl de lodo de 12,0 ppg (W1) a 14,0 ppg (W2):


Barita, sacos/100 bl =  1470 (14,0 – 12,0)  
                                  35 – 14,0


Barita, sacos/100 bl =  2940
                                     21,0

Barita                      =   140 sacos/100 bl



Aumento del volumen, bl, debido al incremento en el peso del lodo con barita

Aumento del volumen, por 100/bl =  100 (W – W1)  
                                                            35 – W2


Ejemplo:   Determinar el aumento del volumen al incrementar la densidad de 12,0 ppg (W1) a
14,0 ppg (W2):


Aumento del volumen, por 100/bl =  100 (14,0 – 12,0)
                                                             35 – 14,0


Aumento del volumen, por 100/bl =  200
                                                            21


 Aumento del volumen                   =   9,52 bl por 100 bl


Volumen  inicial,  bl,  de peso  de  lodo  original  requerido  para  lograr  un  volumen  final determinado del peso de lodo deseado con barita


Volumen inicial, bl =  V (35 – W2)    
                                      35  W1



  
Dilución
Reducción del peso de lodo con agua

 Agua, bl =  V (W  W2)   
                  W2  DW


Ejemplo: Determinar el mero de barriles de agua con un peso de 8,33 ppg (DW) requeridos
para reducir 100 bl (V1) de lodo de 14,0 ppg (W1) a 12,0 ppg (W2):

 Agua, bl =100 (14,0 – 12,0)
                  12,0 – 8,33


Agua, bl =   200   
                  3,67

Agua      =   54,5 bl






Volumen inicial del líquido (aceite más agua) requerido para preparar un volumen deseado
de lodo

  35  W   
SV =    35  W1       x DV

donde  SV = volumen inicial, bl
W1  = densidad inicial de la mezcla de aceite/agua, ppg
W2  = densidad deseada, ppg
DV = volumen deseado, bl

Ejemplo:          W1  = 7,33 ppg (relación aceite-agua = 75/25) W2  = densidad deseada, ppg
DV = 100 bl

 Solución:
    35 – 16   
SV =    35 – 7,33     x 100

      19    
SV =     27,67     x 100


Análisis de Sólidos
Cálculos para el análisis de sólidos

NOTA: Se realizan los Pasos 1 al 4 en lodos con altos contenidos de sal. Para lodos con un bajo contenido de cloruro se debe comenzar con el Paso 5.

Paso 1

Porcentaje por volumen de agua salada (SW)
SW = (5,88 x 10-8) x [(ppm Cl)1,2  + 1] x % por vol. de agua

Paso 2

Porcentaje por volumen de sólidos suspendidos (SS) SS = 100 - % por vol. de aceite - % por vol. de SW Paso 3
Gravedad específica promedia del agua salada (ASGsw) ASGsw = (ppm Cl)0,95  x (1,94 x 10-6) + 1

Paso 4

Gravedad específica promedia de sólidos (ASG)


ASG = (12 x MW) – (% por vol. de SW x ASGsw) – (0,84 x % por vol. de aceite)
SS


Paso 5

Gravedad específica promedia de sólidos (ASG)

ASG =(12 x MW) - % por vol. de agua - % por vol. de aceite  
% por vol. de sólidos

Paso 6

Porcentaje por volumen de sólidos de baja gravedad (LGS)

 LGS =  % por volumen de sólidos x (4,2 – ASG)  
1,6

Paso 7

Porcentaje por volumen de barita

Barita, % por vol. = % por vol. de sólidos - % por vol. de LGS

Paso 8

Libras por barril de barita

Barita, lb/bl = % por vol. de barita x 14,71

Paso 9

Determinación de bentonita

Si se CONOCE la capacidad para el intercambio de cationes (CEC)/prueba de azul de metileno:








Cálculos de hidráulica

Una vez que las propiedades reológicas para un fluido fueron determinadas, los cálculos de hidráulica se realizan para determinar el efecto que este fluido tendrá sobre las presiones del sistema. Las prsiones criticas son la presión total del sistema (presión de bombeo), la perdida de presión a través del trépano y la perdida de presión a través del espacio anular.
El objetivo principal de la optimización de la hidráulica es lograr un equilibrio entre el control del pozo, la limpieza del pozo, la presión de bombeo, la ECD y la caída de presión a través del trépano.
La ecuación de Ley Exponencial para tuberías está basada en las indicaciones del viscosímetro de lodo a 300 y 600 RPM

Las ecuaciones de Ley Exponencial para el espacio anular son 


VELOCIDAD MEDIA DE PROPAGACIÓN EN EL MEDIO API se refiere a la velocidad del fluido que fluye dentro de un espacio anular o una tubería, como la velocidad de propagación en el medio.
Velocidad media de propagación en la tubería (Vp):  
Velocidad media de propagación en el espacio anular: 

Viscosidad efectiva, tuberíaμep (cP) =

Viscosidad efectiva, espacio anular: μea (cP) =

El número de Reynolds para dentro de la tubería es: 

El número de Reynolds para el espacio anular es: 




Cálculos de Pérdida de Presión
El sistema de circulación de un pozo de perforación consta de varios componentes o intervalos, cada uno de los cuales está sujeto a una caída de presión específica. La suma de las caídas de presión de estos intervalos es igual a la pérdida total de presión del sistema o a la presión medida del tubo vertical.

Antes de calcular la pérdida de presión, se calcula el factor de fricción de Fanning (fp) usando diferentes ecuaciones:

E Anular:
                         Tuberia: 

 La siguiente ecuación es usada para calcular la pérdida de presión para cada intervalo de la columna de perforación. 

La siguiente ecuación es usada para calcular la pérdida de presión en el E. A.: 

La presión en una formación durante la circulación es igual al total de las pérdidas de presión de circulación anular desde el punto de interés hasta el niple de campana, más la presión hidrostática del fluido. Esta fuerza se expresa como la densidad del lodo que ejercería una presión hidrostática equivalente a esta presión. Este peso equivalente del lodo se llama Densidad Equivalente de Circulación (ECD).

ECD (lb/gal) = 

La pérdida de presión a través del trépano se calcula con la siguiente ecuación:  

CÁLCULOS DE HIDRÁULICA DEL TRPANO Además de la pérdida de presión de la barrena, varios cálculos de hidráulica adicionales son usados para optimizar el rendimiento de la perforación. Éstos incluyen cálculos de la potencia hidráulica, de la fuerza de impacto y de la velocidad del chorro. El rango de potencia hidráulica (hhp) recomendado para la mayoría de las barrenas para rocas es de 2,5 a 5,0 Caballos de Fuerza por Pulgada Cuadrada (HSI) del área de la barrena. La potencia hidráulica en la barrena no puede exceder la potencia hidráulica total del sistema. 

POTENCIA HIDRÁULICA POR PULGADA CUADRADA DEL ÁREA DE LA BARRENA 

VELOCIDAD DE TOBERA (PIES/SEG): Velocidades de tobera de 250 a 450 pies/seg son recomendadas para la mayoría de las barrenas. Las velocidades de tobera mayores que 450 pies/seg pueden desgastar la estructura de corte de la barrena.

FUERZA DE IMPACTO (IF) HIDRÁULICA

La hidráulica de la barrena puede ser optimizada en lo que se refiere al impacto hidráulico, la potencia hidráulica, o la velocidad de tobera. En general, el objetivo es usar de 50 a 65% de la presión máxima admisible de circulación proporcionada a la barrena. Se considera que los sistemas se optimizan para la fuerza de impacto cuando la pérdida de presión en la barrena es igual a 50% de la presión de circulación. Cuando la pérdida de presión en la barrena es igual a aproximadamente 65% de la presión de circulación, se considera que el sistema está optimizado para la potencia hidráulica.
En las formaciones blandas la barrena puede ser optimizada para la fuerza de impacto y el caudal. Cuando se perforan lutitas duras se optimiza la barrena para la potencia hidráulica con el 65% de la pérdida de presión máxima admisible de circulación en la barrena.

Ejemplo de Problema de Hidraulica
PROBLEMA:
MD/TVD: 12.031 pies
Revestimiento de superficie: 2.135
pies de 1338-pulg. 61 lb/pies Tubería de revestimiento intermedia: 10.786 pies de
958-pulg. 40 lb/pies
Barrena: 858  pulg.
Toberas (1/32 pulg.): 11, 11, 11
Conexiones superficiales: Caso 3
Tubería de perforación: 412  pulg.,
16.6 lb/pies
Portamechas: 390 pies de
7 pulg. x 214  pulg.
Presión superficial: 3.000 psi
Peso del lodo: 12,8 lb/gal
Viscosidad embudo: 42 seg/qt
Viscosidad plástica: 19 cP
Punto cedente: 15 lb/100 pies2
Esfuerzo de gel inicial: 8 lb/100
pies2
Caudal: 335 gpm

La secuencia de los cálculos para cada intervalo es la siguiente: • Valores de “n” y “K”.
• Velocidad de propagación en el medio.
• Viscosidad efectiva.
• Número de Reynolds.
• Factor de fricción (se usará una de dos fórmulas diferentes, según el valor del número de Reynolds).
• Pérdida de presión del intervalo. Las pérdidas de presión de los intervalos anulares son sumadas y usadas para calcular la densidad equivalente de circulación. Las ecuaciones para tuberías (columna de perforación) y la longitud de tubería hidráulica equivalente de las conexiones superficiales son utilizadas para calcular la pérdida de presión de las conexiones superficiales. La suma de las pérdidas de presión en las conexiones superficiales, columna de perforación, herramientas de fondo, barrena y espacio anular debería aproximarse a la presión superficial.

DI de la tubería de revestimiento intermedia: 8,835 pulg.
Intervalo de pozo abierto: MD – longitud de la tubería de Revestimiento 12.031 pies – 10.786 = 1.245 pies
Conexión superficial Caso 3, longitud equivalente (pies): 610 pies de tubería con DI de 3,826 pulg. DI tubería de perforación: 3,826 pulg.
Longitud de la tubería de perforación: MD – longitud del portamechas 12.031 pies – 390 pies = 11.641 pies de 41⁄2 pulg. x 3,826 pulg.
GEOMETRÍA ANULAR:
Intervalo nº 1:   Longitud: 10.786 pies; DI tubería de revestimiento: 8,835 pulg.; tubería de perforación: 41⁄2 pulg.
Comenzar desde la superficie, con la tubería de perforación dentro de la tubería de revestimiento para formar el primer intervalo. La longitud del primer intervalo será la más corta de las dos, es decir la longitud de la tubería de revestimiento, 10.786 pies. La tubería de perforación es más larga de 855 pies que la tubería de revestimiento (11.641 – 10.786). Esta porción de 855 pies de la tubería de perforación será usada para calcular la longitud del próximo intervalo.
Intervalo nº 2:   Longitud: 855 pies; DI pozo abierto: 85⁄8 pulg.; tubería de perforación: 41⁄2 pulg.
Determinar la longitud del próximo intervalo de geometría usando los 855 pies de tubería de perforación que se extienden por debajo de la tubería de revestimiento y el próximo intervalo del pozo, 1.245 pies de pozo abierto. El más corto de los dos, es decir la tubería de perforación, determina la longitud del segundo intervalo, 855 pies. El pozo abierto es más largo de 390 pies (1.245 – 855) que la tubería de perforación. Esta longitud será usada para determinar la longitud del próximo intervalo de geometría.
Intervalo nº 3:   Longitud: 390 pies; DI pozo abierto: 8 5/8 pulg.; portamechas: 7 pulg.

El siguiente intervalo de la columna de perforación consta de 390 pies de portamechas. Esta longitud es igual a la longitud del resto del intervalo de pozo abierto a partir del Intervalo nº 2; por lo tanto, la longitud del intervalo de geometría final es 390 pies. 








Otros blogs de interés: perforaciones no convencionales
                                   well control
                                   Seguridad e Higiene