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Propósito de los Revestimientos Reforzar el agujero Aislar formaciones inestables (subnormales, anormales, depletadas) Prevenir la contaminación de yacimientos.

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1 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 BOPs y árbol de válvulas

2 Tipos de Revestimiento Revestimiento conductor Revestimiento de superficie Revestimiento intermedio Revestimiento de producción

3 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.H 3.O 4.N 5.D 6.A Tipos de Revestimiento

4 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.H 3.O 4.N 5.D 6.A

5 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.H 3.O 4.N 5.D 6.A

6 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

7 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.

8 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 TRs, forman parte importante del diseño de la perforación. Además, las TRs 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. 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.

9 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.

10 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 TRs 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.

11 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

12 Recopilación de Información y graficación de parámetros Para la planeación del asentamiento de TRs 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.

13 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 a 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 a 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 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 gr/cc.

14 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 literatura 3 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.

15 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:

16 Donde ρ fin es la densidad del fluido de control a la profundidad final de la T.R. que se esta revisando, y ρ inicio 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, ρ fin 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 :

17 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 TRs, 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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