Perforación Y Terminación Hpht Ok.pdf

Aspectos Críticos de la Perforación y Terminación de Pozos en ambientes de alta presión y alta temperatura HPHT Marcelo Caballero Hoyos

13 de Mayo del 2016

Programa del Curso Sábado 13 de mayo del 2016 08:30 a 08:45 08:45 a 11:30 11:30 a 11:50 11:50 a 13:50 13:50 a 14:20 14:20 a 16:00 16:00 a 16:45

Presentación Desarrollo del curso Descanso Desarrollo del Curso Descanso Desarrollo del Curso Evaluación

Temario del Curso 1. Clasificación de Pozos según la presión y la temperatura de trabajo 1.1 Problemática General 1.2 Pozos HPHT en México

2. Aspectos críticos durante la Perforación 2.1 Selección del Equipo de Perforación – Sistema CSC – Clasificación de Preventores – Guía Práctica de Selección Equipos 2.2 Selección de las TRs de Explotación – Tipos de Acero – Norma NACE MR0175/ISO 15156 2.3 HPHT y los fluidos de perforación 2.4 Lineamientos de Cementación .

Temario del Curso 3. Aspectos críticos durante la Terminación 3.1 Selección de las Conexiones Superficiales de Control, Norma API-6A 3.2 Tipo de Terminaciones 3.3 Selección de empacadores de Producción 3.4 Selección de Unidades de Sellos 3.5 Movimiento de cabezales por Temperatura y Presión

4. Duras Experiencias 5. Evaluación

TEMA 1 CLASIFICACIÓN DE POZOS HPHT – Problemática General – Pozos HPHT en México

1.1 Clasificación de Pozos según P y T

1.1 Clasificación de Pozos según P y T

1.1 Problemática General • Fluidos de perforación y terminación • Aditivos y productos químicos con propiedades químicamente estables durante la perforación. • Aditivos diseñados para trabajar en ambientes calientes. • Degradación de la densidad de la salmueras por temperatura. • Diseño lechada de cemento. • Diseño de la lechada orientados a elevados gradientes de temperatura. Aditivos con vida útil por temperatura. • Diseño de lechadas con la utilización de arena silica. • Herramientas de perforación • Vida limitada de las herramientas debido a alta temperatura. • Los sellos y hules de los motores de fondo • Baterías de las herramientas de medición en el fondo LWD y MWD. • Electrónica adaptada y limitativa por las altas temperaturas y presiones. • Barrenas y accesorios con aleaciones resistentes a HT. • Necesidad de tiempos de circulación adicionales para enfriar las herramientas y accesorios. • Incremento en costos por utilizar herramientas “hostiles”.

1.1 Problemática General • Conexiones superficiales de control • Cabezales de producción con diseño especial para temperatura y presión elevadas. Ensambles de sellos y anillos de material especial. • Incremento de presiones en espacio anular, por calentamiento de fluido empacante. • Movimiento de cabezales por calentamiento y presión. • Diseño de medio árbol de producción especializado, dependiendo de los rangos operativos , materiales y requerimientos de calidad. Selección de CSC, norma API 6A • Aparejo de producción y empacador • Diseño de aparejo de producción con las consideraciones de HPHT tanto en material como en integridad mecánica. • Sensores de fondo, camisa de circulación, unidades de sello (longitud de sello) con diseño especial para HPHT. • El hule o sello del empacador con material especial para aguantar HPHT. • Ambientes de corrosión condicionan la inclusión de materiales tipo CRA (Aleaciones resistentes a la corrosión)

1.1 Problemática General • Válvulas de tormenta o válvulas de fondo con diseño especializado. • Consideraciones de elongación de la tubería por temperatura al hacer el ajuste de sellos en el empacador. • Diseño de disparos ajustado a las condiciones. • Cargas explosivas se degradan con la temperatura. • Tipos de pistolas adaptadas a las condiciones de HPHT. • Para los disparos con TCP (con tubería), se requieren pistolas que aguanten alto colapso y cabeza de disparos con diseño especial para HPHT. • Durante la perforación • Ventanas operativas estrechas para la densidad de perforación • Geomecánica especializada para pozos con HPHT por presencia de fallas. • Pruebas continuas de los BOPs y equipo de mediciones para operaciones de trabajo de 15M.

1.1. Problemática General

1.1. Problemática General

Reservoir Geomechanic , Zoback

1.1. Problemática General

Reservoir Geomechanic , Zoback

1.1. Problemática General

Reservoir Geomechanic , Zoback

1.1 Problemática General • Tratamientos de estimulación y fracturamiento con presiones de trabajo arriba de los 15M obligan a la utilización de protectores de medio árbol . • Las bajantes de producción con diseño especial tipo omega, debido al calentamiento durante la producción. • El efecto de la corrosión en los tubulares se incrementa en ambientes calientes, debido a la presencia de CO2 en conjunción con la formación de agua. • Sondas de registros eléctricos “hostiles” especiales para aguantar altas temperaturas durante la perforación y sensores bajados con cable de iridio para la terminación. • Equipo de flotación y colgadores de liner con diseño especial. • Requerimiento de tiempo adicional de las intervenciones para realizar pruebas de integridad mecánica (pruebas de presión y alijo)

1.2 Pozos HPHT en México •

•

•

UNIDAD DE PERFORACIÓN LITORAL • Campo Yaxche • Campo Xanab • Campo Tsimin • Campo Xux • Campo Bolontiku • Campo May UNIDAD DE PERFORACIÓN COMALCALCO • Campo Puerto Ceiba • Campo Jujo • Campo Teco • Campo Tintal UNIDAD DE PERFORACIÓN CARDENAS • Campo Luna • Campo Terra • Campo Navegante

TEMA 2 ASPECTOS CRITICOS DURANTE LA PERFORACIÓN

2.1 Selección de equipos de perforación Información requerida

Sistema de Izaje

Sistema de seguridad y salvamento

Sistema de Rotación

Equipo de perforación Sistema de generación de potencia

Sistema de Bombeo

Sistema de CSC

1. Programa de pozo 2. Profundidad total 3. Estado mecánico 4. TR más larga y pesada 5. Sarta más larga 6. Programa de densidades 7. Ventana operativa 8. Gradiente de poro 9. Gradiente de fractura 10. PWS 11. Presión máxima esperada en superficie 12. Temperatura yacimiento 13. Temperatura esperada en superficie 14. Especificaciones del equipo de perforación.

2.1.1 Sistema de CSC • Conjunto de Preventores • Requerimiento para cada etapa • Conjunto de cabezales y válvulas laterales • Diseño específico por etapa • Líneas de estrangular y matar • Acompañan al carrete de control • Unidad y líneas para operar preventores • Dispositivo de seguridad • Ensamble o árbol de estrangulación • 10 K o 15 K • Stand pipe • 5k • Tablero de control remoto para operar preventores • Medio árbol (Terminación) 10K, 15 K

Sistema Bajo Balance

2.1.2 Clasificación Preventores

2.1.2 Arreglo de preventores

3K

5K

10K

2.1.2 Arreglo de preventores

15K

2.1.2 Arreglo Estándar 10M

Para pozo de desarrollo y exploratorio 10,000 psi

2.1.2 Arreglo Estándar 15M

Para pozo de desarrollo y exploratorio 15,000 psi

Selección Equipo de Perforación

Ejemplos de cálculo equipos

Cálculos equipos Cárdenas

Capacidad del Mastil (TON)

Potencia Malacate (HP) Equipo

Pozo  (POT I 2013)

Profundida  total

65

Oxiacaque 5013

3900

65

Oxiacaque 6031

3750

1384

Samaria 7007

4300

1384

Samaria 7011

4300

1385

Platanal 5101

5354

2005

Terra 124

5600

306

Tizon 237

6577

ADQ_1

Terra 145

5576

335

Sini 11

5500

335

Sini 12

5500

TR mas  pesada

9 5/8", 47#,  TRC‐95, P‐ 110,  13 3/8", 72#,  TAC‐140,  TAC‐110, P‐ 110 9 5/8", 47#,  TRC‐95, P‐ 110,  9 5/8", 47#,  TRC‐95, P‐ 110,  9 5/8" 53.5#   TRC‐95, P‐ 110, TAC‐ 110, TAC‐ 140 13 3/8", 72#,  TAC‐140,  TAC‐110, P‐ 110 13 3/8", 72#,  P‐110, TAC‐ 110 13 3/8", 72#,  P110, TAC‐ 110 16", 109#, P‐ 110  (Contingenc ia) 16", 109#, P‐ 110  (Contingenc ia)

Cable

Profundidad  TR (metros)

Nominal

2761

1500

960

990

451

340

222

228

104

2

2.36

2.29

7.49

2300

1500

1025

1238

528

340

237

286

122

2

2.21

1.83

6.4

2955

1500

1074

1054

601

340

248

243

138

2

3.92

3.99

5.63

2955

1500

1074

1054

601

340

248

243

138

2

3.92

3.99

5.63

4599

1500

1295

1728

651

340

299

399

150

2

3.24

2.43

5.19

3150

3000

1339

1529

656

398

258

346

148

2

4.93

3.67

5.8

3300

2000

1077

1628

735

461

249

376

169

2

3.91

2.58

4.6

2900

3000

1249

1514

654

640

283

343

148

2

4.5

3.71

5.82

2240

2000

1320

1668

634

362

305

385

146

2

3.18

2.52

5.33

Si se utiliza la TR de 16", la capacidad  del mástil va limitada afectada por el  80% del factor de uso.

2240

2000

1320

1668

634

362

305

385

146

2

3.18

2.52

5.33

Si se utiliza la TR de 16", la capacidad  del mástil va limitada afectada por el  80% del factor de uso.

Requerida  Requerida  Requerida  Requerida  Requerida  Requerida  Factor de  Factor de  Factor de  Factor de  para  para bajar  para  Capacidad   para  para bajar  para  Diseño para  Diseño para   Diseño para  Seguridad perforar TR terminar perforar TR terminar perforar bajar TR terminar

Observaciones

Factor de diseño de cable < 2

Si TR de 9 7/8" va corrida, capacidad  de potencia de malacate limitada.  Capacidad de mastil limitado.

2.2 Selección de las TRs Explotación Bolontiku 21

2.2 Selección de las TRs Explotación Bolontiku 12

2.2 Selección de las TRs Explotación Bolontiku 12

2.2 Selección de las TRs Explotación Bolontiku 13

2.2 Selección de las TRs Explotación Bolontiku 13

2.2 Selección de las TRs Explotación Xanab 32

2.2 Selección de las TRs Explotación Yaxche 101

2.2 Selección de las TRs Explotación Yaxche KM

Qo (MBD) vs Tiempo Np (MMB) vs Tiempo

120

PROD ACEITE (MBD) ...

FR = 30 %

50

100

40

80

30

60

20

40

10

20

0 Ene-04

Oct-06

Jul-09

Abr-12

Dic-14

Sep-17

Jun-20

Mar-23

PROD ACUM ACEITE (MMB) ...

60

0 Dic-25

FECHA

PRESION REAL DEL YAC. VS TIEMPO

PRESIÓN YAC (kg/cm2 )….

1100 1000

975 Kg/cm2 (estimada la profundidad de 6167 mvbnm)

900 800 700 600

Historia

Pronóstico

500 400 300 200 100 0 Ene-04

Pb = 150 (Kg/cm2 )

Oct-06

Jul-09

Abr-12

Dic-14 TIEMPO

Sep-17

Jun-20

Mar-23

Dic-25

2.2 Selección de las TRs Explotación Criterios generales – Para las TRs de 9 7/8” se debe considerar según la NACE para la corrosión por H2S utilizar grados de acero resistentes a la corrosión (13 CR , S13 CR o TRC) a partir de la profundidad de +/- 60°C hasta la superficie. Pemex utiliza 80°C. – Para las TRs de 9 7/8” más profundas utilizar tuberías resistentes al colapso tipo TAC. Ej. 9 7/8”, 62#, TAC 140 – El mismo criterio para las Trs de 7 5/8” o 7” que van como complemento hasta superficie. – Para las TRs que estan directamente expuestas a yacimiento y están cementadas, caso de liner de 7” o 5 ½” o 5”, utilizar tubería resistente al colapso , como TAC 140. – Respecto a la rosca ésta debe ser tipo premiun, es decir sello metal - metal

2.2.1 Tipos de acero ACERO

ACERO AL CARBONO

ACERO ALEADO

ACERO PARA HERRAMIENTAS

ACERO INOXIDABLE

OTROS ACEROS ESPECIALES

BAJO CARBONO

ALTA ALEACION

ACEROS PARA RESORTES

MEDIO CARBONO

ESTRUCTURALES DE BAJA ALEACION

RESISTENTES A LA CORROSION

ALTO CARBONO

MARAGING

ACEROS ELECTRICOS

ESTRUCTURALES TEMPLADOS Y REVENIDOS

2.2.1.1 Aceros al Carbono ACEROS BAJO CARBONO 0.05-0.35%

Carbono

ACEROS MEDIO CARBONO 0.35-0.50

% Carbono

ACEROS ALTO CARBONO 0.50-1.0+%

Comparativamente:

menor resistencia y menor dureza

Duro

y Fuerte después de un Tratamiento Térmico

Duro

Fácil

Mas

Mas

El

de maquinar y forjar

más económico

Mayor

Puede utilizarse para forjas o piezas coladas de alta resistencia como cigüeñales, rines, cajas de velocidad, etc.

y Fuerte después de un Tratamiento Térmico. costoso que los bajo y medio Carbono

Aplicación:

cantidad producida

Aplicación: Alambres,

costoso que los bajo C

de Carbono

partes

de autos, tanques de almacenamiento, puentes, edificios y barcos

Tienen

una alta distorsión y fácilmente se fracturan.

Aplicación:

Se usan para herramientas, dados y ruedas de tren.

2.2.1.2 Aceros Aleados ACEROS ESTRUCTURALES BAJA ALEACION Tiene

muy poco contenido de otros elementos, y es más fuerte que los aceros al carbono. Contienen un poco mas de Mn, Si, V, y Cu.

Mayor

aleación que al Carbono

ACEROS ESTRUCTURALES TEMPLADO Y REVENIDO Tratados

térmicamente Mas fuertes que los de Baja aleación.

Grandes

Mejores

Muy

Propiedades, más resistencia al impacto a bajas temperaturas.

Mejor Más

económico de los aleados

Soldable, Buena

Uso estructural

resistencia a la Corrosión



ACEROS MARAGING

resistencia a la corrosión Mas costoso. Aplicación: estructuras submarinas, recipientes a presión, aplicaciones donde se justifique el costo adicional de la alta resistencia y resistencia a la corrosión

cantidades de 1825% Níquel. Contenido Bajo de Carbono alta resistencia

Buena

Ductilidad

Buena

Tenacidad

Carcasas para motores aéreos, y otras aplicaciones aéreas.

Aplicaciones:

Comparación

ACERO AL CARBONO

ACEROS ALEADOS

•

Mas Barato

•

Mas Caros

•

Pocos elementos de aleación

•

Más elementos de aleación

•

Pocas propiedades especiales

•

Propiedades especiales

•

Gran disponibilidad

– – – – – –

Mayor Resistencia Mayor resistencia al desgaste Tenacidad Mejor resistencia a la corrosión Mejores propiedades térmicas Propiedades eléctricas especiales

2.2.1.3 Aceros recurrentes EJEMPLOS DE LOS ELEMENTOS DE ALEACION EN ACERO ACERO

TIPO DE ACERO

RESIST. TENSIO N X1000 psi

C

Mn

P

S

Si

1045

ACERO MEDIO C

80-182

0.430.50

0.600.90

0.04 Max

0.05 Max

1095

ACERO ALTO C

90-213

0.901.03

0.300.50

0.04 Max

0.05 Max

1330

MANGAN ESO

90-162

0.280.33

1.601.90

0.035

0.04

0.200.35

6150

Cr-V

96-230

0.480.53

0.700.90

0.035

0.04

0.200.35

9840

Ni-Cr-Mo

120-280

0.380.43

0.700.90

0.035

0.04

0.200.35

4140

Cr-Mo

95-125

0.380.43

0.751.00

0.035

0.04

0.200.35

Ni

Cr

Mo

0.801.10 0.851.15

V

0.15 Min

0.700.90

0.200.30

0-801.10

0.150.25

2.2.2 Norma NACE MR0175/ISO 15156

Materiales para cumplir la norma NACE MR-01-75 y/o API 5CT/ISO 11960

ISO 15156-1 : 2009

Norma NACE MR0175/ISO 15156

• Sin agua, el CO2 y H2S no afectarían al metal y se puede utilizar acero de carbono (alloy) debido a que la temperatura es mayor a los 225 °F (107°C) • Si los pozos empiezan a producir agua, el ambiente de estos pozos se volvería corrosivo debido a los niveles de CO2 y H2S . Se debe elegir materiales especiales que cumpla con NACE MR0175/ISO 15156

ISO 15156-1 : 2009

• Esfuerzo de fractura por hidrógeno (HSC) – La fractura resulta de la presencia del hidrógeno en el metal que está sometido a esfuerzo por tensión (residual o aplicada). – La fractura está presente en los metales que no son sensitivos a la fractura por esfuerzo a la corrosión (SSC), pero en los cuales puede aparecer una afectación por hidrógeno que haya sido atrapado.

ISO 15156-1 : 2009

• Fractura inducida por Hidrógeno (HIC) – Es una fractura plana que ocurre en los aceros al carbón y aceros de aleaciones bajas. Cuando un átomo de hidrógeno que llega al acero por difusividad, se combina con otros para formar hidrógeno molecular quedando éste atrapado. La fractura resulta de la presurización de los sitios donde el hidrógeno haya quedado atrapado. No requiere esfuerzo externo aplicado. – Falla recurrente en : • Aceros con alto nivel de impureza • Aceros con microestructura anómala o inclusiones palanas

ISO 15156-1 : 2009

• Fractura por esfuerzo debido a la corrosión por H2S (SSC) • • •

•

Fractura en el metal es debida a la corrosión y al esfuerzo de tensión (residual y aplicada) en presencia de agua y H2S. El SSC es una forma de HSC que involucra la fragilización del metal por el hidrógeno atómico que es producido por la corrosión ácida sobre la superficie del metal. La absorción del hidrógeno atómico es incrementada por la presencia de los sulfuros. El hidrógeno se esparce en el metal, reduce la ductilidad e incrementa la susceptibilidad de fracturarse. Los metales de alta resistencia y las zonas duras con soldadura son propensas al SSC. Los cloruros y oxidantes a elevada temperatura pueden incrementar la susceptibilidad de los metales al ataque por este mecanismo.

NACE MR0175-2001 – Gases amargos

NACE MR0175-2001 – Multifase amargos

NACE MR0175/ISO 15156

• NACE MR0175/ISO 15156 limita 410SS, 13Cr, Súper 13Cr a un máximo de 1.5 psi (presión parcial H2S ) por lo que no se debería utilizar estos materiales para cumplir esta norma. Esto es basado en el contenido de H2S solamente por lo que no hay necesidad de saber la temperatura o PH. Similarmente los materiales Duplex están limitados a 3 psi de H2S dependiendo del grado. • Los únicos materiales aceptables con estos niveles de H2S de acuerdo a NACE MR0175/ISO 15156 son las aleaciones 825, 925, 718 y AF935. Los nombres más conocidas en son Incoloy 925 e Inconel 718.

NACE MR0175/ISO 15156 ES-MA-20-* ESTA NORMA CUBRE LOS PRODUCTOS TUBULARES LISTADO EN AZUL CELESTE API 5CT

" L-80" Type 1 Alloy 80MY

" T-95" Alloy 95 MY

"P-110" Alloy 110 MY

Q-125 Alloy 125 MY

"L-80 Type 9CR" 9 CR 80 MY

"L-80 Type 13Cr" - 13 CR 80 MY

Minimum Yield Strength

80,000 psi 23 HRC Max

95,000 psi

110,000 psi

125,000 psi

80,000 psi (23 HRC MAX)

80,000 psi (23 HRC MAX)

Tipo de producto:

SERVICIO

CUMPLEMR-01-75 at TEMPERATURA POR ENCIMA

CUMPLEAPI 5CT/ISO 11960

Tubular

ILIMITADO H2S @ GENERAL Temp Sin produccion de Agua

GENERAL

SI

Tubular

ILIMITADO H2S @ GENERAL Temp Sin produccion de Agua

GENERAL

SI

Tubular

ILIMITADO H2S @ 175 F Y POR ENCIMA Sin produccion de Agua

POR ENCIMA 175 F

SI

Tubular

ILIMITADO H2S @ 225 F Y POR ENCIMA Sin produccion de Agua

POR ENCIMA 225 F

SI

Tubular

H2S ( NACE MR-01-75 DEFINIDO) / CO2 Sin produccion de Agua

GENERAL

SI

Tubular

H2S ( NACE MR-01-75 DEFINIDO) / CO2 Sin produccion de Agua

GENERAL

SI

NACE MR0175/ISO 15156 Alloy 110 MY

Alloy 125 MY

9 CR 80 MY

13 CR 80 MY

110,000 psi

125,000 psi

80,000 psi

80,000 psi

ILIMITADO H2S at 175 F Y POR ENCIMA Sin produccion de Agua

POR ENCIMA 175 F

No

POR ENCIMA 225 F

No

GENERAL

SI

GENERAL

SI

( SEE ES-MA 58-* FOR H2S Limits) Sin produccion de Agua

GENERAL

MATERIALES DE ALTO CRA NO ESTA CUBIERTA EN LA NORMA API 5CT

Generally CO2 only Sin produccion de Agua

Talvez pueda ser utilizado siempre y cuando se realizen pruebas de acuerdo a las condiciones de los pozos, Riesgo

MATERIALES DE ALTO CRA NO ESTA CUBIERTA EN LA NORMA API 5CT

SI

MATERIALES DE ALTO CRA NO ESTA CUBIERTA EN LA NORMA API 5CT

SI

MATERIALES DE ALTO CRA NO ESTA CUBIERTA EN LA NORMA API 5CT

ILIMITADO H2S at 225 F Y POR ENCIMA Sin produccion de Agua H2S Sin produccion de Agua H2S/CO2 ( SEE ES-MA-2-* for H2S Limits) Sin produccion de Agua

H2S/CO2

Super 13 CR 95 MY

Super 13 CR 110

Incoloy 925)

Inconel 718)

95,000 psi

110,000 psi

110,000 psi

125,000 psi

H2S/CO2 ( SEE ES-MA 67-* FOR H2S Limits)

H2S/CO2 ( SEE ES-MA 146-* FOR H2S Limits)

2.2.2.1 Tipos de corrosión •

OXIDACIÓN: Involucra una reacción química entre el Metal y el Oxigeno. El Hierro y el Acero se oxida cuando el Fe se une químicamente con el O2 para formar FeO.

•

CORROSION GALVANICA: También se conoce como Corrosión electroquímica, involucra a 2 metales disímiles en contacto y ambos metales conectado a un electrolito. Un metal actúa como Ánodo, cediendo iones positivos al electrolito y iones positivos al otro metal o Cátodo. La corrosión ocurre en el Ánodo al perder iones y el metal que sirve como Cátodo no se corroe.

•

PICADURA: Este tipo de corrosión forma pequeños hoyos en la superficie del material. Es causado por inconsistencias dentro de la composición atómica y molecular del material.

Estudio de Caso, Corrosión

2.3 HPHT y los fluidos de perforación •

• •

La temperatura del lodo es siempre menor al de la formación virgen. La circulación enfría la parte que está cerca al agujero y transfiere calor a las formaciones que están más arriba del agujero. En un viaje completo de la sarta, la temperatura del lodo aumenta en el fondo, pero nunca llega al de la formación. Los cambios de densidad en el lodo debido a la temperatura y la presión son imperceptibles . Hoberock** hizo el cálculo de un lodo base aceite con 70/30 a varias profundidad con un gradiente de temperatura de 37°C/Km , a un gasto de 300 gpm . Obtuvo los siguientes resultados: Gradiente (°C/Km) 37

Profundidad (m)

Delta den (g/cc)

3030

0

4545

0.015

6060

0.035

7575

0.060

2.3 HPHT y los fluidos de perforación •

• •

•

El grado de floculación de la bentonita suspendida empieza a notarse a temperaturas arriba de los 121°C. Por consiguiente el punto de cedencia se ve afectado. Solución: agentes adelgazantes claro que algunos se degradan por la temperatura, lo que eleva el costo del lodo. Los lodos base aceite son más estables por temperatura que los base agua. Debido a las altas temperaturas combinadas con los sólidos el lodo base agua eleva su viscosidad y su punto de cedencia, más si se contamina con algún influjo de agua se hace difícil controlar sus propiedades reológicas. Se recomienda el uso de polímeros de bajo peso molecular como defloculantes debido a que muestran su estabilidad a temperaturas arriba de los 204°C, ayudan a mantener bajas propiedades reológicas con altas temperaturas, sin embargo no proveen un adecuado control de filtrado.

2.4 Lineamientos de la Cementación Lineamientos de Diseño para las Cementaciones de Tuberías de Revestimiento en Pozos de Alta Presión – Alta Temperatura y Pozos con Alto Flujo, donde se Presenta Levantamiento de Cabezales. Objetivo.- Estandarizar el procedimiento de diseño, ejecución y evaluación de los pozos con alta transferencia de temperatura que originan levantamiento de cabezales, con la finalidad de garantizar que este fenómeno no se presente. Alcance: Observancia general y obligatoria para las áreas de diseño y operación de la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos, División Marina, así como de las compañías proveedoras del servicio de cementación en la Región Marina.

2.4 Lineamientos de la Cementación Criterios Generales: 1. Utilizar tubería de revestimiento acoplada. 2. Utilizar lecha de cemento con silica que cubra al menos 200 m lineales en la sección superior del pozo para evitar la degradación del cemento por temperatura. 3. Centralizar la tubería de revestimiento en el espacio anular entre tuberías y dependiendo de las condiciones del pozo, en el agujero descubierto. 4. Acondicionar de lodo de perforación hasta obtener valores óptimos de las siguientes propiedades: Punto de cedencia (YP) Viscosidad Plástica (PV) Filtrado Geles (GS)

2.4 Lineamientos de la Cementación 5. Cuando la tubería de revestimiento (TR) se encuentre en el fondo del pozo y durante la cementación, si las condiciones lo permiten, mover la Tubería con rotación y reciprocación durante el bombeo. A. Pozos Perforados con Estructura Fija. Etapa de 36” (Conductor de 30”). 1. Considerar el volumen necesario de lechada de cemento para cubrir la totalidad del espacio anular entre el conductor de 30” y el agujero de 36”. 2. Cuando se prevé que con una lechada convencional no es posible cementar hasta superficie, considerar lechada de baja densidad o espumada. 3. Cuando se tenga la incertidumbre del volumen de lechada por irregularidades del agujero, considerar cementar con Iner string. 4. En caso de no observar cemento en superficie, colocar anillos de cemento con tubería de trabajo en el espacio anular.

2.4 Lineamientos de la Cementación Etapa de 26” (TR de 20”). 1. Considerar el volumen necesario de lechada de cemento para cubrir la totalidad del espacio anular entre el conductor de 30” y la TR de 20”. 2. Cuando se prevee que con una lechada convencional no es posible cementar hasta superficie, considerar lechada de baja densidad o espumada. 3. Cuando se tenga la incertidumbre del volumen de lechada por irregularidades del agujero, considerar cementar con Iner string. 4. En caso de no observar cemento en superficie, colocar anillos de cemento con Tubería Macarroni (de 2 3/8” o 2 7/8” con junta premium integral) o en caso de tener admisión inyectar en directo entre el espacio anular del conductor de 30 y la tubería de revestimiento de 20”.

2.4 Lineamientos de la Cementación Etapa de 17 ½” (TR de 13 3/8”). 1. Considerar el volumen necesario de lechada de cemento para cubrir la totalidad del espacio anular entre las tuberías de revestimiento de 13 3/8” y 16” (ó 20”). 2. Cuando la densidad equivalente de circulación durante la cementación sea mayor al gradiente de fractura, se deberá considerar alguna de las siguientes opciones, de acuerdo a las condiciones existentes: Cementar con cople de cementación múltiple con la tubería de revestimiento corrida hasta superficie. Cementar en dos partes: liner y complemento. Cementar con lechada de baja densidad o cemento espumado.

2.4 Lineamientos de la Cementación Etapa de 12 ¼” (TR de 9 7/8” – 9 5/8”). 1. Cementar en dos partes: liner y complemento. 2. Considerar el volumen necesario de lechada de cemento para cubrir la totalidad del espacio anular entre las tuberías de revestimiento de 9 7/8” – 9 5/8” y 13 ¾”. 3. Cuando se prevee que con una lechada convencional no es posible cementar hasta superficie, considerar lechada de baja densidad o espumada.

Nota: En caso de que el diseño del pozo considere tuberías de revestimiento de 16” y 11 7/8” (11 ¾”) a superficie, observar los mismos criterios del diseño de cementación de la TR de 13 3/8”.

Caso Histórico

TEMA 3 ASPECTOS CRITICOS DURANTE LA TERMINACIÓN

3.1 Selección de CSC , Norma API 6-A

3.2 Tipos de Terminaciones

Según la última etapa • Terminación con tubería en la última etapa • Terminación con Agujero Descubierto • Terminación con liner ranurado y empacadores hinchables Según el tipo de aparejo • Aparejo de dos viajes o convencional • Aparejo integral • Prueba de formación con aparejo DST

3.3 Selección de Empacadores y accesorios Ancla de sellos o Ratch Latched • • • •

Ventajas: Aumenta la vida del sello. Generalmente reduce los esfuerzos en la parte inferior de la tubería. Ensamble Corto.

Desventajas: • Puede ser difícil de remover en pozos profundos o desviados. • Generalmente causa una gran tensión en la junta superior durante. • Menos sellos redundantes.

3.3 Selección de Empacadores y accesorios

Con Extensiones pulidas Ventajas: • Fácil de instalar, espaciar y recuperar la sarta • Movimientos de tuberías reducen la tensión en la junta superior durante estimulaciones • Redundancia de Sellos. Desventajas: • Desgaste de los sellos durante el tiempo. • Los movimientos de tubería aumentan los esfuerzos en la junta inferior arriba del empacador. • Si los Sellos se pegan durante un tratamiento puede ocasionar problemas.

3.3 Selección de Empacadores y accesorios Con Junta de Expansión Ventajas: • •

Movimientos de la junta reducen la tensión en la junta superior Un viaje para el anclaje.

•

Redundancia de Sellos.

Desventajas: • • • •

Desgaste de los sellos durante el tiempo. Puede ser díficil de recuperar en pozos desviados o profundos Los movimientos de la junta aumentan los esfuerzos en la junta inferior. Si los Sellos se pegan durante un tratamiento puede ocasionar problemas.

3.3 Selección de Empacadores y accesorios Con PBR (Receptaculo Púlido con sellos ) Ventajas: • • • •

Movimientos de los sellos del PBR reducen la tensión en la junta superior Un viaje para el anclaje. Redundancia de Sellos. Recuperacíon de la sarta no requiere rotación

Desventajas: • • •

Desgaste de los sellos con el tiempo. Los movimientos de la junta aumentan los esfuerzos en la junta inferior. Si los Sellos se pegan durante un tratamiento puede ocasionar problemas.

3.3 Selección de Empacadores y accesorios

Campo May es el más crítico

3.3 Selección de Empacadores y accesorios

MAY 374 F, 12K No debe haber base aceite

Bolontiku, Sinan y Yum 327 °F, 10K

3.3 Selección de Empacadores y accesorios Mild Steel Back-Up Shoe Brass Back-Up Shoe Wire Mesh Back-Up Shoe

Condiciones Severas requieren sellos con tecnología

Thermoplastic Back-Up Shoe Elastomer End Element

–

Elastómeros Premium para los hules resistentes químicos y altas temperaturas

Elastomer Center Element

–

Soportes de Termoplasticos, malla de almabre, bronce y acero (back-up shoes) que trabajan juntos para evitar deformaciones extremas de los elementos a altas presiones

3.3 Selección de Empacadores y accesorios

3.3 Selección de Empacadores y accesorios

3.4 Selección de Unidades de Sello

UNIDADES DE SELLOS V-RYTE

UNIDADES DE SELLOS K-RYTE 4 USKZ

6 USMV 1ra USKZ

2da USKZ SEPARADORES CENTALES 3ra USKZ

1ra USMV

2da USMV 3ra USMV 4ta USMV 5ta USMV

4Ta USKZ 6ma USMV

SEPARADOR CENTAL

3.4 Selección de Unidades de Sello

3.5 Movimiento de cabezales por T y P Fuerza Empuje

Fuerza p/activar

Peso BOPs + Peso cabezal Fuerza Resultante Fuerza resultante a nivel cuñas = Fuerza empuje por presión – Peso Bops y Cabezal (según el nivel) – Fuerza para activa cuña

3.5 Movimiento de cabezales por T y P

W 3 ½”

11” 15M

11” 15M

13 5/8” 40% peso 10M

20 ¾” 3M 80% peso

Rad TR 20” > Cargas sobre el cabezal de 20 ¾” 3M Rad TR 20” > Fc 13 3/8” + Fc 9 5/8”+ Fc 7” + W 3 ½” 20 ” 13 3/8”

Ra d

9 5/8” 7” 3 ½”

80% peso

Rad TR 20” > (FTP+FEA)- (Fc 13 3/8” + Fc 9 5/8”+ Fc 7” + W 3 ½”) Rad= Resistencia de adherencia cemento formación Fc= Fuerza para energizar las cuñas W= Peso del aparejo de producción FTP,FEA= Fuerzas generadas por las presiones de tratamiento de limpieza.

3.5 Movimiento de cabezales por T y P

3.5 Movimiento de cabezales por T y P

Duras Experiencias

Duras Experiencias

Gracias