Modulo de Perforacion

APLICACIONES Y TECNOLOGIAS DE PERFORACION

DE POZOS PETROLEROS

PREPARADO POR : Ing. Nelson Hurtado M.

SANTA CRUZ DE LA SIERRA - BOLIVIA

Ing. Nelson Hurtado M,

SEMINARIO DE PERFORACION

TEMA 1. Selección de Trépanos o Barrenas

TEMA 2. Presiones

TEMA 3. Hidráulica de la Perforación

TEMA 4. Optimización Hidráulica

TEMA 5. Control de Pozos (Well Control)

TEMA 6. Diseño de Sarta de Perforación

TEMA 7. Aprisionamiento y pescas

TEMA 8. Secuencia operacional en pescas

TEMA 9. Equipo de control de pozos

TEMA 10 Liner clasificación

TEMA 11 Cementación forzada


TEMA 1

SELECCIÓN DE TREPANOS

1.INTRODUCCION

Todos los sistemas de perforación implementados en el mundo deben tener esa herramienta necesaria como lo es la broca.

Desde los comienzos de la historia de la perforación este elemento ha jugado un papel demasiado importante y sus avances en cuanto a diseño, materiales de construcción etc., no deben inquietar, por lo tanto debemos estar al tanto de todo esto.

Es importante tener en cuenta que cada casa constructora tiene sus propias especificaciones y codificación para cada broca, pero tienen un objetivo en común desarrollar una tecnología que nos permita avanzar en la perforación al menor costo posible y con las mejores condiciones de seguridad.

2.TRÉPANOS O BARRENAS.-

La mecha de perforación es la herramienta de acero resistente y diseño mecánico especial que se enfrenta a la roca formación y la degrada o despedaza en la medida que rota, y de esta manera hacer el hoyo durante las operaciones de perforación de pozos, la mecha se conecta en el extremo inferior de la sarta de perforación por medio de una unión a los Porta Mecha o Lastra barrena (Drill Collars), los cuales ejercen peso sobre ella para realizar la perforación, la rotación de la mecha es una función combinada de la tubería de perforación y la mesa rotatoria, o bien por el motor de fondo.


Cada barrena tiene un diámetro específico que determina el diámetro del hoyo que se intente hacer. Y como en las tareas de perforación se requieren barrenas de diferentes diámetros, hay un grupo de gran diámetro que va desde 610 hasta 1.080 mm y seis rangos intermedios. El peso de esta clase de barrenas es de 1.080 a 1.575 kilogramos, lo cual da idea de la robustez de la pieza.

El otro grupo de barrenas, de 36 rangos intermedios de diámetro, incluye las de 73 hasta 660 mm de diámetro, cuyos pesos acusan 1,8 a 552 kilogramos.

La selección del grupo de barrenas que ha de utilizarse en la perforación en determinado sitio, depende de los diámetros de las sartas de revestimientos requeridas. Por otra parte, las características y grado de solidez de los estratos que conforman la columna geológica en el sitio determinan el tipo de barrenas más adecuado que debe elegirse. Generalmente, la elección de barrenas se fundamenta en la experiencia y resultados obtenidos en la perforación de formaciones muy blandas, blandas, semiduras, duras y muy duras en el área u otras áreas. En el caso de un territorio virgen se paga el noviciado y al correr el tiempo se ajustara la selección a las características de las rocas.

3.TIPOS DE BARRENAS.

Originalmente, en los primeros años de la perforación rotatoria, el tipo común de barrena fue la de arrastre, fricción o aletas, compuesta por dos o tres aletas. La base afilada de las aletas, hechas de acero duro, se reforzaba con aleaciones metálicas más resistentes para darle mayor durabilidad. Algunos tipos eran aletas reemplazables.

Este tipo de barrenas se comportaban bien en estratos blandos y semiduros, pero en estratos duros el avance de la perforación era muy lento o casi imposible. El filo de la aleta o cuchilla se tornaba romo rápidamente por el continuo girar sobre roca dura, no obstante el peso que se le impusiese a la barrena para lograr que penetrara el estrato .

Por los detalles mencionados se apreciara que la fabricación de barrenas requiere la utilización de aceros duros y aleaciones especiales que respondan a las fuerzas de desgaste que imponen a las diferentes partes de la barrena la rotación y el peso, la fricción, el calor y la abrasión.

Dentro de la gran gama de brocas utilizadas en la industria petrolera son normalmente mencionadas:


I. Trépanos de Rodillo(Rocks Bits)

Brocas tricónicas de dientes de acero Brocas tricónicas con insertos de tungsteno

II. Trépanos compactos o de diamantes:

Brocas compactas (PDC) Brocas especialmente diseñadas para corazonar.(TSP)

En este texto vamos a tratar de ampliar un poco lo que es esta gran gama de barrenas de perforación y en qué tipos de formación son más utilizados cada uno de ellos.

I. TRÉPANOS DE RODILLO

BROCAS TRICONICAS

Las barrenas de conos giratorios son unos de los más utilizados en la industria por su gran variedad. El cuerpo de la broca consiste de una conexión de rosca con la cual se sujeta la broca de la tubería, los conos están montados sobre unos cojinetes, el lubricante para estos cojinetes y los sitios por donde pasa de manera continua el fluido de perforación con el propósito de limpiar el fondo del hueco de los recortes producidos por la operación de perforación.

Uno de los propósitos de la forma del cuerpo de la broca es para que el fluido de perforación llegue de forma directa donde este hará más eficientemente su trabajo de limpieza.

Muchos de los diferentes tipos de brocas triconicas utilizan jets en la parte superior entre los conos para limpiarlos directamente. El espacio distribuido entre los componentes depende del tipo de formación que se vaya a perforar con la broca.


Dependiendo del tipo de formación a perforar los dientes de acero de los trépanos están diseñados de acuerdo a la dureza, que puede ser:

Formaciones Blandas

Pueden incluir formaciones como: lutitas, margas, calizas, arenas poco consolidadas. El espaciamiento amplio va a evitar a que la broca se llene de recortes y pierda de esta manera la eficiencia de su estructura de corte.

Formaciones Medias

Pueden incluir formaciones como: dolomitas, calizas duras, areniscas. Tienen los dientes más numerosos y menos espaciados. Estos dientes son necesarios para lograr penetrar las formaciones duras.

Formaciones Duras

Pueden incluir formaciones como: granito. Poseen dientes aún más cortos, numerosos y fuertes. Las penetraciones son más lentas y el tamaño de los recortes es más reducido. Estas brocas perforan rompiendo la formación.

HARDROCK ULTRAMAX

STAR2 XLX


Con el fin de observar un poco más en detalle la posición que adaptan los dientes o insertos en la operación de perforación y la función que desempeñan:

BROCAS TRICÓNICAS CON INSERTOS DE TUNGSTENO

En estos trépanos los dientes son de carburo de tungsteno insertado a presión en agujeros perforados para este propósito en los conos.

La ventaja de estos trépanos es que son más duros. Ocurre muy poco desgaste comparado con un trépano de dientes de acero.

Fueron desarrollados para formaciones extremadamente duras y abrasivas, pero también pueden emplearse para la perforación de formaciones duras, medias a blandas.

Formaciones Blandas

Se caracterizan por insertos blandos en forma de cincel. Los dientes son ampliamente espaciados, estas brocas operan a altas velocidades de rotación y elevados peso sobre las rocas.


Formaciones Medias y Duras

Poseen insertos más pequeños y con menos espaciamientos, los insertos son cónicos y robustos.

II. BROCAS COMPACTAS.(PDC)

Otro tipo de barrenas llamadas de diamante, porque su elemento cortante lo forman diamantes industriales incrustados en el cuerpo de la barrena. El diseño del cuerpo de la barrena así como la disposición y configuración de las hileras de diamantes ofrecen una gran variedad de alternativas para perforar las diferentes clases de rocas.

Durante los últimos años se viene experimentando y acumulando experiencia con la perforación con aire en vez de lodo. Esta nueva modalidad ha introducido cambios en el tipo de barrena requerida.

La variedad de tipos de barrenas disponibles demuestra el interés que los fabricantes mantienen para que el diseño, la confección y utilización de barrenas de perforación representen la más acendrada tecnología.

DIAMANTE NATURAL

Estas brocas son utilizadas en formaciones duras y abrasivas. Presentan una variedad de estilos para perforación rotatoria y con motor de fondo. Están diseñadas en varios tamaños, grados y concentraciones de diamante natural, dependiendo del uso especifico que se le vaya a dar.


Esta broca PDC es utilizada para perforar formaciones blandas y en formaciones viscosas o pegajosas que tradicionalmente limitan el desempeño de la operación de perforación.

Presentan una geometría e hidráulica especial con la cual se logra tener una limpieza muy eficiente.

Existen dos tipos de trépanos de diamantes sintéticos:

COMPACTO DE DIAMANTE POLICRISTALINO “PDC”

Otros tipos de brocas PDC:

black diamond


ag-g X-TEND

POLICRISTALINO TÉRMICAMENTE ESTABLE “TSP”


Resumen…

3. TIPOS DE DESGASTE DE TRÉPANOS.-

Cono roto:

Un trépano con uno o más conos que ha sido roto en dos o más piezas, pero con la mayor parte del cono todavía acoplada al trépano. Causa Potenciales:

Cono agrietado Carga de impacto excesiva/ prácticas de perforación incorrectas Reducción en el espesor del cuerpo del cono Ambiente de perforación

Daños por chatarra:

El daño por chatarra puede ser detectado por las marcas sobre cualquier parte del trépano.


4. COSTO METRICO EN LA PERFORACION

5. PORTAMECHAS

DEFINICION.- Los porta mechas o lastra barrenas son tubos de acero pesados, de paredes gruesas, condiciones de rosca en ambos extremos. La mayoría de los porta mechas regulares son redondos y tienen aproximadamente 30 pies (9 metros).


FUNCIONES

Proporcionar peso adecuado sobre la barrena para perforar. Mantener el peso para impedir que la sarta de perforacion sea sometida a fuerza de

pandeo. Dar paso adecuado a la circulación de fluido de perforacion en sus lados externos y la

pared del lodo externo y la pared del pozo. Ayuda a proveer el efecto del péndulo para hacer que la barrena perfore un pozo más

cercano a la vertical. Minimizar los problemas de estabilidad debido a las vibraciones. Aminoras los problemas de control de dirección debido a la inflexibilidad que se le da

al BHA.

SELECCIÓN DE PORTAMECHAS

La selección de porta mecha con respeto al OD y al ID tienen las mismas limitaciones que gobiernan en la selección de la tuberia de perforacion, o sea, que el OD debe estar limitado por la holgadura de seguridad para pesca y lavado, el ID debe estar limitado por la holgadura necesaria para una buena hidráulica y adecuado balanceó de la roscas.

PESO Y MEDIDAS DE LOS PORTA MECHAS

La mayoría de los porta mechas regulares son redondo y tienen aproximadamente 30 pies de longitud, el peso por pie depende OD y del ID. El peso puede variar de 21 – 386 Lbs. /pies dependiendo de sus dimensiones.

El diámetro interno el porta mecha varía desde 1 pulg. Hasta 31/2.

El diámetro externo del porta mecha varía desde 3 pulg. Hasta 12 pulí. El largo del porta mecha se incluye frecuentemente en el diseño del pozo del BHA, ya que ofrecen algunas ventajas como ser:

Se requiere menos porta mechas para un peso menos requerido. Menos números de conexiones son necesarias. Se pierde menos tiempo en el manipuleo de los porta mecha. Puede perforar pozo más derecho.

El peso de los porta mecha pesa menos dentro del lodo de perforación debido al factor de flotabilidad del lodo por este motivo se usan porta mechas adicionales para compensar el efecto flotabilidad.

TIPOS DE PORTAMECHAS


La mayoría de los portamechas son redondos sin embargo también pueden ser cuadrado y en forma de espiral.

PORTAMECHAS INTEGRALES O ESTANDAR

Son barras macizas y redondas, lisas de aleación de acero con cromo molibdeno.

Estos portamecha tienen la superficie exterior cilíndrica lisa y son enderezado, alineando en todas sus longitud; de hacer con normas API.

Los portamechas tienen una longitud de 30, 31, 32, pies según sea su OD, con un rango de tolerancia de más o menos de 6 pulg. Estos portamechas son usados en todo lugar aun en formaciones suaves.

PORTAMECHAS ELICOIDALES O ESPIRALES

Los portamechas helicoidales o acanalados en espirales, son empleados principal mente en pozo para diámetro mediano o pequeño, son comunes en las perforaciones profundas y en direccional para prevenir la pegadura diferencial en el pozo donde se facilitan el paso para que el fluido de perforacion salga y alivie la presión diferencial.

La acanaladuras en espiral proporcionan mejor la circulación del fluido de perforacion reduciendo las posibilidades de aprisionamiento por presión diferencial y el contacto de la pared del pozo permitiendo así compensar o equilibrar la presión hidrostática l rededor del portamecha.

El piso de un porta mecha helicoidal es de 9% que de un liso pero su longitud es similar los integrales.

PORTAMECHAS CUADRADOS

Un porta mecha cuadrado es una barra cuadrada con esquina cuadradas, el portamecha proporciona mayor rigidez a los conjunto de la sarta de perforacion y da paso a la circulación entre sus lados liso y la pared del pozo.

Estas clases deporta mechas son comunes en formaciones duras o e de gran buzamiento que permite aplicar más peso sobre el trepano.- Un portamecha cuadrado es menos efectiva cuando es usado en formaciones blandas, porque no soportan lo suficiente para evitar una desviación

Cuando el ángulo total debe ser reducido el portamecha cuadrado debe ser retirado de la sarta y es arregla de péndulo debe ser usado con portamechas y estabilizadores.

TEMA 2


PRESIONES

1.PRESIÓN HIDROSTÁTICA (Ph)

La presión hidrostática es la presión total del fluido en un punto del pozo. “Hidro” significa agua o fluidos que ejercen presión sobre el agua, y “estática” significa que no está en movimiento. Por lo tanto la presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria. La presión hidrostática no depende de la forma o tamaño del recipiente que lo contiene, sino única y exclusivamente de la profundidad vertical verdadera de la columna de fluido y de su densidad.

Ph (psi) = 0.052 * Densidad (ppg) * TVD (ft)

Ph (psi) = 1.4212 * Densidad (gr/cc) * TVD (m)

TVD = profundidad vertical verdadera

2. PRESIÓN DE FORMACIÓN

La presión de formación es la que existe dentro de los espacios porales de la roca de esa formación. Esa presión resulta del peso de la sobrecarga (capas rocosas) por encima de la formación, que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos. Los granos son el elemento sólido o “material rocoso” y los poros son los espacios entre los granos. Si los fluidos porales tienen libertad de movimiento y pueden escaparse, los granos pierden parte de su soporte, y se aproximan entre ellos. Este proceso se denomina compactación. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en los espacios porale

Pf=Gf*TVD

Pf=Presion de Formación [Psi] Gf=Gradiente de formación [Psi/Ft]

TVD=Profundidad vertical verdadera [Ft]


3.GRADIENTE DE PRESIÓN (GP )

Se define como el cambio el cambio de presión por unidad de profundidad, donde la unidad dada generalmente para este gradiente es de psi/ft.

GR = P / TVD (psi / pie)

También:

GR = 0.052 * densidad (ppg)

Los gradientes de presión se clasifican en :

Gradiente de presión normal = 0.433 psi / ft - 0.465 psi / ft


PRESIÓN HIDROSTÁTICA

PRESIÓN DE FORMACIÓN

Gradiente de presión anormal > 0.465 psi / ft

Gradiente de presión subnormal < 0.433 psi / ft

4.UNIDADES BÁSICAS UTILIZADAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

Volumen: Masa:

1 Bbl (barril de petróleo) = 42 gal 1 kg = 2.2046 lbs

1Bbl = 159 lts 1 kg = 1000 gr

1 Bbl = 5.61446 ft3 1 lb = 454 gr

1 gal = 0.1337 ft3

1 ft3 = 7.4805 gal

1 mt3 = 1000 lts

Longitud:

1 ft = 12 pulg

1 mt = 3.281 ft

1 yarda = 3 ft

1 mt = 39.37 pulg

5.DENSIDAD ()


La densidad de una sustancia está dada por la siguiente ecuación:

= masa/volúmen (gr/cc); (ppg); (kg/cc); (kg/lt)

1 gr/cc = 8.33 ppg

6.GRAVEDAD ESPECÍFICA (SG)

La gravedad específica de una sustancia es la relación de la densidad de dicha sustancia y la densidad del agua dulce, dicho valor es adimensional.

SG = Sustancia / Agua (adimensional)

7.GRAVEDAD API (AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE)

La gravedad API o grado API (°API) es la gravedad de referencia en la comercialización mundial de los hidrocarburos. Para hacer la conversión de gravedad API a gravedad específica utilizamos la siguiente ecuación:

SG = 141.5 / ( 131.5 + °API)

Los grados °API nos indican el tipo de petróleo de un yacimiento, así un valor de °API = 20 nos indica que nos encontramos frente a un yacimiento de petróleo pesado, mientras que un valor de °API = 50 nos indica un petróleo liviano.

TVD = profundidad vertical verdadera

8.PRESION DE FRACTURA: Se define como la presión necesaria para crear o inducir una fractura a la formación de tal manera que se acepte o admita fluido a este propósito se logra


aplicando una presión hidráulica hasta que la misma supere la resistencia de tensión de la roca. Esta presión esta relacionada con la profundidad y también se la puede denominar con un gradiente de fractura. La presión de fractura es igual a la presión en superficie mas la presión hidrostática (Ph).

Gradiente de Fractura:

Procedimiento para la Prueba de Fuga, LOT:· Perforar 5 a 10 pies por debajo de la zapata de revestimiento,· Circular para homogenizar el lodo (Peso entrando = Peso saliendo),· Levantar la barrena por encima de la zapata de revestimiento,· Conectar la unidad de cementación a la sarta de perforación y al anular através de la línea para Matar el pozo,· Pruebar con presión las líneas de la superficie,· Cerrar los arietes de la tubería en el conjunto de preventoras instalado,· Comenzar a bombear a bajo caudal (a gasto reducido) de 1/4 BPM (A),· Mientras bombea, observe el aumento de presión hasta que se desvíe dela tendencia lineal en la gráfica de Presión Vs. Volumen bombeado (B),· Pare inmediatamente la bomba y observe la presión final de inyección (C)· Registre las presiónes (B), (C) y los Bbls bombeados.· Descargue la presión a cero y mida el volumen que retorna.

Procedimiento para la prueba de fuga LOT.


Densidad equivalente de circulación : Se define como el peso que siente la formación cuando el lodo esta circulando.

DEC= Caidade presionenel anularO ,O 52∗Prof . vertical verdaderan

+Densidad del lodo

9.TEMPERATURA DEL SUBSUELO

Como se supone que el núcleo de la tierra está formado por material ígneo, es lógico suponer que la temperatura aumente con la profundidad.

TD = Tn + D

Donde :

TD = Temperatura a la profundidad D (°F)

Tn = Temperatura ambiente (°F)

= Gradiente geotérmico = 1 °F / 100 ft en zonas normales


D = Profundidad (ft)

TEMA 3 .

HIDRAULICA DE PERFORACION

1. Reologia:

Reo = Flujo Logos = Estudio La Reología es el estudio del flujo de fluidos.

Se requiere la Reología para predecir:· Qué tan bueno es el transporte los recortes afuera del pozo· Qué tan buena es la limpieza de los ripios en la cara de labarrena.· Cuáles son las pérdidas de presión en el sistema.· Cómo se comporta el sistema de fluido con los regímenes deflujo que se emplean en el pozo.· En otras palabras se necesita entender la hidráulica de losFluidos de perforación.


Tipos de Flujo de Fluidos:



2.Modelo de la Ley de Potencia. – Se utiliza para simular el comportamiento defluidos de perforación basados en polímeros que no tienen un esfuerzo decedencia. (por ejemplo las salmueras transparentes viscosificadas).La ecuación general para este modelo es: t =K*Y^nT=Tension de corteY=Velocidad de corteK es el índice de consistencia, “n” es el índice de comportamiento deflujo. 0 < n < 1.0 Tanto K como n son particulares para cada fluido.


3.-FLUIDO DE PERFORACIÓN.

Definición.

Todos los fluidos utilizados durante la perforación de un pozo, son clasificados como fluido de perforación; término que está restringido a los fluidos que circulan a través del hoyo y que poseen características físicas y químicas apropiadas, que por circulación remueve el ripio de formación del hoyo en perforación o del pozo en operaciones de reacondicionamiento. Puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite con diferentes contenidos de sólidos. No debe ser tóxico, corrosivo, ni inflamable, pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales, y además, estables a las temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias.

Funciones.

El propósito fundamental del lodo es hacer rápida y segura la perforación o el reacondicionamiento del pozo y sus funciones son:

a. Remover y transportar los ripios del fondo del pozo a la superficie: La densidad y la viscosidad son dos propiedades del lodo que tienen influencia en la extracción del ripio. Sin embargo, el factor más importante es la velocidad de circulación o velocidad anular, la cual depende del caudal circulante o régimen de bombeo y del volumen anular.

b. Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación: La fricción originada por el contacto de la barrena y de la sarta de perforación con las formaciones, genera


calor, el cual es removido en parte por el lodo circulante y expedido a medida que el lodo alcanza la superficie. En cierto grado, por sí mismo, el lodo actúa como lubricante y esta característica puede ser incrementada cos gas oil o con productos químicos elaborado para tal fin.

c. Cubrir la pared del hoyo con un revoque liso, delgado flexible e impermeable: El revoque que posee estas características ayuda a minimizar los problemas de derrumbe y atascamiento de la tubería o su adhesión a la pared del hoyo. Este tipo de revoque se logra incrementando la concentración y dispersión de los sólidos arcillosos comerciales.

d. Controlar las presiones de las formaciones: La presión hidrostática ejercida por la columna de lodo debe controlar la presión de las formaciones. El gradiente normal de presión es 0.465 lppc/pie y corresponde a un peso de 8.94 lb/gal. El control de las presiones anormales requiere que se agregue al lodo material de alta gravedad específica, como barita, para aumentar la presión hidrostática, ya que esta disminuye por efecto de succión al sacar la tubería o por falta de mantener lleno el hoyo. La presión hidrostática es igual a PH (lppc) = 0.052 x Prof (pies) x peso del lodo (lb/gal) ó PH (lppc) = 0.00695 x Prof (pies) x peso del lodo (lb/pie3).

e. Mantener en suspensión, cuando se interrumpa la circulación, el ripio y el material que le imparte peso: La propiedad tixotrópica del lodo permite mantener en suspensión las partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación para luego depositarlas en la superficie cuando esta se reinicia. Bajo condiciones estáticas la resistencia o fuerza de gelatinización debe evitar, en lodos pesados, la precipitación de material densificante (barita).

f. Soportar, por flotación, parte del peso de la sarta de perforación y de las tuberías de revestimiento, durante su inserción en el hoyo: El peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento en el lodo, es igual a su peso en el aire multiplicado por el factor de flotación. A medida que aumenta el peso del lodo disminuye el peso de la tubería. El factor de flotación es igual a FF = 1 – (0.015 x peso del lodo (lb/gal)) ó FF = 1 – (0.002 x peso del lodo (lb/pie3)).

g. Mantener en sitio y estabilizada la pared del hoyo, evitando derrumbes: Además de mantener en sitio y estabilizadas las paredes del hoyo para evitar derrumbes, el lodo debe ofrecer máxima protección para no dañar ninguna formación productiva durante la perforación.

h. Facilitar la máxima obtención de información deseada acerca de las formaciones atravesadas o perforadas: La calidad del lodo debe permitir la obtención de la información necesaria para valorar la capacidad productiva de petróleo de las formaciones atravesadas. Las características físicas y químicas del lodo deben ser tales que puedan asegurar la información geológica deseada, la obtención de mejores registros eléctricos y la toma de núcleos.

i. Transmitir potencia hidráulica a la barrena: El lodo es el medio por el cual se trasmite, a través de la barrena, la potencia hidráulica al fondo del hoyo desde la


superficie. El diseño del programa hidráulico trata de optimizar esta potencia. Las propiedades reológicas, la viscosidad plástica y el punto cedente, ejercen influencia considerable sobre la potencia hidráulica aplicada y por tanto deben mantenerse a valores adecuados.

Propiedades del lodo de perforación y su control.

Para que un fluido pueda cumplir eficientemente con sus funciones, es necesario mantener un control sobre las principales propiedades del mismo, durante el desarrollo de la perforación del pozo.

Densidad: Esta propiedad es muy importante en el lodo de perforación, ya que ejerce primordial importancia sobre la presión hidrostática del lodo, lo cual permite tener un control sobre las presiones de las formaciones atravesadas en la perforación de un pozo.

Ph(lpc) = 0.052 x l(lb/gal) * h(pies).

Esta propiedad se determina en el laboratorio por medio de la balanza de lodo; generalmente se expresa en lb/gal.

Viscosidad: El control de la viscosidad del lodo debe ser de gran preocupación para el Ingeniero de Perforación, ya que ésta no puede ser muy alta porque disminuiría grandemente la penetración de la barrena y no puede ser muy baja ya que se necesitaría una gran velocidad de asenso para acarrear los cortes desde el fondo del pozo hasta la superficie. La viscosidad se define como la resistencia del fluido a fluir. Para medir estas propiedades se utiliza el viscosímetro Fann o el embudo Marsh..


Resistencia a la fuerza de gelatinidad: Otra propiedad importante la cual es función directa de la viscosidad es la fuerza de gelatinización que representa una medida de las propiedades tixotrópicas de un fluido y denota la fuerza de floculación en condiciones estática. Tiene que ver con la capacidad del lodo de mantener en suspensión los ripios cuando se detienen el bombeo. Esta propiedad se puede medir por medio el Viscosímetro Fann como Gel inicial y Gel final del lodo.

Filtración o pérdida del agua: Indica la cantidad relativa de líquido que se filtrará a través del revoque hacia la formación, al ser sometidos a la presión diferencial.

El Ph: Tiene que ver con la estabilización de las otras propiedades cuando se tiene el Ph apropiado, la mayoría de los lodos tienen un ph alcalino entre 7.5 a 11.

Tipos de fluidos de perforación.Básicamente los fluidos de perforación se preparan a base de agua, de aceite (derivados del petróleo) o emulsiones. En su composición interactúan tres partes principales: la parte líquida; la parte sólida, compuesta por material soluble que le imprime las características tixotrópicas y por material insoluble de alta densidad que le imparte peso; y materias químicas adicionales, que se añaden directamente o en soluciones, para controlar las características deseadas.

Fluido de perforación a base de agua.

El agua es uno de los mejores líquidos básicos para perforar, por su abundancia y bajo costo. Sin embargo, el agua debe ser de buena calidad ya que las sales disueltas que pueda tener, como calcio, magnesio, cloruros, tienden a disminuir las buenas propiedades requeridas. El fluido de perforación más común está compuesto de agua y sustancia coloidal. Por tanto es preferible utilizar bentonita preparada con fines comerciales como la mejor fuente del componente coloidal del fluido.


El fluido bentonítico resultante es muy favorable para la formación del revoque sobre la pared del hoyo. Sin embargo, a este tipo de fluido hay que agregarle un material pesado, como la baritina (preparada del sulfato de bario), para que la presión que ejerza contra los estratos domine las presiones subterráneas que se estiman encontrar durante la perforación.

Fluido de perforación a base de petróleo.Para ciertos casos de perforación, completación o reacondicionamiento de pozos se emplean fluidos a base de petróleo o de derivados del petróleo.

En ocasiones se ha usado crudo liviano, pero la gran mayoría de las veces se emplea diesel u otro tipo de destilado pesado al cual hay que agregarle negrohumo o asfalto para impartirle consistencia y poder mantener en suspensión el material pesante y controlar otras características.

Generalmente, este tipo de fluido contiene un pequeño porcentaje de agua que forma parte de la emulsión, que se mantiene con la adición de soda cáustica, cal cáustica u otro ácido orgánico. La composición del fluido puede controlarse para mantener sus características, así sea básicamente petróleo o emulsión, petróleo/agua o agua/petróleo.

Estos tipos de fluidos requieren un manejo cuidadoso, tanto por el costo, el aseo del taladro, el mantenimiento de sus propiedades físicas y el peligro de incendio.

Fluido de perforación a base de aceiteExisten dos tipos principales de lodos a base de aceite q contienen 5% en agua y mezcla de álcalis ,acidos organicos ,agentes estabilizantes ,asfalto oxidado y diesel de alto punto de llama o minerales no toxicos.

Uno de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de las zonas productoras. Los contaminantes como la sal y la anhidrita no pueden afectarlos y tienen gran aplicación en profundidad y alta temperatura ,estos sistemas contienen mas del 50% en agua q se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales ,este lodo es estable a diferente temperatura el uso de estos dos tipos de lodo requieren cuidados ambientales debido a su alto poder contamínate. Estos lodos han sido empleados con éxito para muchas tareas de perforación con: pozos profundos ,condiciones extremas de presión y temperatura ;problemas de pega de tubería y de estabilidad de pozo necesidad de atravesar zonas q no tiene sales ,yeso o anhidrita ; presencia del sulfuro de hidrogeno hallazgo de formaciones potencialmente productora; gran necesidad de minimizar la fricción y los torques( en pozos altamente desviados). Lastimosamente su carácter dominante ha restringido su uso


Otros tipos de fluidos de perforación.

Para la base acuosa del fluido, además de agua fresca, puede usarse agua salobre o agua salada (salmuera) o un tratamiento de sulfato de calcio. Muchas veces se requiere un fluido de pH muy alto, o sea muy alcalino, como es el caso del hecho a base de almidón.

En general, la composición y la preparación del fluido son determinadas según la experiencia y resultados obtenidos en el área.

Para satisfacer las más simples o complicadas situaciones hay una extensa gama de materiales y aditivos que se emplean como anticorrosivos, reductores o incrementadores de la viscosidad, disminuidores de la filtración, controladores del pH, lubricadores, antifermentantes, floculantes, arrestadores de la pérdida de circulación, surfactantes, controladores de lutitas deleznables o emulsificadores y desmulsificadores, etc.

Actualmente existen alrededor del mundo más de 120 firmas que directa o indirectamente ofrecen la tecnología y los servicios que pide la industria petrolera sobre diagnósticos, preparación, utilización y mantenimiento de todo tipo de fluido de perforación para cada clase de formaciones y circunstancias operacionales, como también fluidos específicos para la completación, la rehabilitación o limpieza de pozos. El progreso y las aplicaciones en esta rama de ingeniería de petróleos es hoy tan importante que se ha transformado en una especialidad operacional y profesional.

Sistema de circulación.

El fluido de perforación es impulsado por una bomba y efectúa un recorrido por tuberías, mangueras, canales, tanques, etc., todos de forma y características diferentes, lo que hace que cuando el fluido llega nuevamente a la bomba para iniciar un nuevo ciclo de circulación ha sufrido cambio en su régimen de flujo lo que hace dificultoso el cálculo de las caídas de presión, por esto en necesario conocer por donde el fluido circula y analizar para cada sección la forma como el fluido fluye. Como el fluido realiza ciclos de circulación, se debe seleccionar un punto de partida y generalmente se parte de la bomba, luego tenemos que el fluido circula por:

1. Tanque.2. Bomba.3. Líneas horizontales de la bomba a la base del pozo.4. Línea vertical de la base del pozo hasta la mitad de la torre (vertical).5. Manguera de circulación.6. Polea giratoria.


7. Cuadrante (Kelly).8. Tubería de perforación.9. Lastrabarrena (Porta mecha).10.Barrena.11.Anular Hoyo – Lastrabarrena.12.Anular Hoyo –Tubería de Perforación.13.Anular Revestimiento – Tub. de perforación.14.Línea de retorno.15.Tanques16.Equipos de control de Sólidos

La presión de la bomba para poner en movimiento al fluido, se pierde totalmente cuando recorre de la sección 2 a la sección 13, de allí en adelante el fluido sigue circulando por gravedad. Desde la sección 2 hasta la sección 6 se les conoce como conexiones superficiales, y se agrupan según las características del equipo de perforación. Si la presión del fluido cuando alcance la línea de retorno es cero, esto quiere decir que las sumas de las caídas de presión en todo el sistema deben ser igual a la presión de salida de la bomba.

Tanques de lodo: Aquí comienza la circulación del lodo. En estos tanques se prepara el lodo para ser bombeado al sistema. Están conjugados con el equipo de control de sólidos ya que en ellos se prepara o acondiciona el lodo proveniente del pozo para se nuevamente bombeado al sistema de circulación.

Bombas para el Fluido de Perforación: El fluido de perforación es puesto en movimiento por unas bombas llamadas “Bombas de Lodos” las cuales son bombas reciprocantes de doble o triple acción. Esta bomba o bombas toman el lodo de los tanques y los impulsan hasta la sarta de perforación. Cada equipo de perforación debe tener, como mínimo, tres bombas para el fluido de perforación, dos deben estar conectadas de tal manera que puedan operar solas, en paralelo o en serie y una tercera como auxiliar.


Líneas Horizontales: Son las tuberías que se encuentran en el piso de la torre, es decir son las tuberías que salen de la descarga de las bombas y llegan al vertical.

El vertical y La Manguera de Rotativa: El vertical una tubería que se extiende hasta media altura del mástil. Y permiten que el lodo de perforación llegue a las mangueras de perforación o mangueras rotativas. La manguera rotativa, esta conectada al vertical y llega al cuello de cisne del Swivel o unión giratoria. Ellas son fuertes y flexibles y se mueven hacia arriba y hacia abajo con los equipos elevadores.

Polea giratoria (Swivel), Cuadrante (Kelly) y Sarta de perforación: Cada uno de estos equipos fueron descritos en el capitulo anterior en los componentes y partes de los taladros de perforación. El lodo sale por los jet u orificios de la mecha y llega al pozo.


Anulares: Los anulares son los espacios existentes entre el hoyo y los drill collar; el hoyo t la tubería de perforación; el revestimiento y la tubería de perforación. Por donde circula el lodo en su ascenso hasta la superficie.

Línea de retorno: Es la tubería que va desde la boca del pozo donde llega el lodo con los ripios y va hasta los equipos de control de sólidos.

Control del fluido de perforación.

El volumen y tipo de sólidos que se encuentren el lodo de perforación afecta directamente las propiedades del mismo, la hidráulica, la rata de penetración, la estabilidad del hoyo y el costo total del pozo, de allí la importancia del control de sólidos en los lodos. El buen mantenimiento y funcionamiento del fluido depende del control diario de sus características. El control de sólidos es la función más importante del tratamiento del lodo. Es una tarea difícil pero necesaria para prolongar la vida útil de la barrena, mejorar las propiedades del revoque, evitar los atascamientos de la tubería, evitar alta presión de bombeo, prolongar la vida útil de las bombas de lodo.


Zarandar, Shale Sheker o Separador de Lutitas: Es el primer equipo que interviene en el proceso de eliminación de sólidos. Maneja lodos de cualquier peso. El lodo cargado de sólidos llega al vibrador; el cual retiene a los sólidos grandes con su malla y deja caer el líquido y sólidos más pequeños al fondo.

Hidrociclones : Mecanismo que separa sólidos de distintos, tamaños, por asentamiento de partículas. El lodo pasa tangencialmente por la parte superior del cono o ciclón, simultáneamente se propicia una fuerza centrífuga que obliga las partículas a orientarse hacia la pared del cono. Las partículas grandes y pesadas precipitar y son eliminadas por el fondo del cono. El lodo restante se desborda por arriba y sale por la abertura del vértice.

Desarenador: Está diseñado para manejar grandes volúmenes de fluidos y remover sólidos livianos que han pasado por la malla de la zaranda.

Deslimador: Remueve sólidos que no retiene el desarenador.


Limpiadores de Lodo (Mud Cleaner): El principio básico de funcionamiento consiste en hacer pasar la descarga inferior del lodo del deslimador a través de una malla fina, recuperar la barita y eliminar los sólidos indeseables.

Centrífuga de Decantación : Remueve sólidos más pequeños 3.5 micrones. Elimina a demás de sólidos parte de la fase liquida del lodo que contiene material químico en solución tales como lignosulfonato, soda cáustica etc.

Desgasificador: Mecanismo que se encarga de retirarle gas al lodo a fin de propiciarle la densidad debida al lodo, evitar arremetidas y para facilitar bombeos efectivos de lodo y no de lodo con gas.

Agitador : Se instala en tanques, se encargan de batir al lodo, para evitar que los sólidos precipiten mantener uniforme las propiedades del lodo.



Ejercicio Hidráulica de Perforación

Pbom ØBlt = 8 ½

Spp 6 boquillas = (2x9 ; 4x13)

QB = 400 GPM

ƪL = 11,5 ppg

458m 7 5/8 x 8,755 Vp = 36 pcs.

N-80; 43,5 lb/ft Pc = 30 lbs/100 ft2

3600m (3150m TVD)

Dps 4 ½ x3,826 Pfit = 2150 psi

ƪLodo = 10 ppg

150m 5x3

6 ½ x 3 Equipo Superf. =tipo 3

100m pf MWA = 350 psi

4880m (TVD4330) pf DHM = 500 psi

Grad fract= 0,705 psi / ft

0,052

Fract =13,56 ppg

a) La presión que se registra en el Stand Pipe

Spp = ΔP fis + ΔP f HE +ΔP BIT + ΔP f EA Vp = Ø600 –Ø300 / Pc =Ø300- Vp

*Caída de presión en el interior de la sarta Ø300 = Pc + Vp = 30 + 36 => Ø300 = 66

n = 3,32 x log (Ø600/Ø300) Ø = Vp + Ø300

= 3,32 x log (102/66) = 36 + 66 => Ø600 = 102

n = 0,6277

*Velocidad Media

K = Ø300/511n Ṽ = 24,5 x 400 / 3,8262


= 66/5110,6277 Ṽ = 669,5 ft/min

K = 1,32

Velocidad Crítica

Vc=( 5,82 x104∗KʆL )

12−n∗¿ ( 16∗(3n+1)

ID∗4n )n

2−n

Vc = ( 5,82x 1 04∗K11,5 )

12−0,6277 * ( 16∗(3∗0,6277+1)

3,826∗4∗0,6277 )0,6277

2−0,6277

Vc = 437,15 ft/min Ṽ > Vc => Flujo turbulento

ΔPf 1= 2,27 x1 07 x ʆ L0,8x Ṽ 1,8x V p0,3∗Long

I D1,2

ΔPf 1 = 2,27 x 10−7 x 11,50,8 x 669 ,51,8 x3 60,2x 4580∗3,381 / 3,8261,2

ΔPf 1=1201,56 Psi

Zona 2 Hw”s ID=3” ; Long 0 150m

Ṽ = 1088,9 ft/min Vc = 488,6 ft/min

Flujo turbulento ΔPf 2=126,46 Psi

Zona 3 DC”s ID = 3” x Long = 100m

Ṽ = 1088,9 ft/min Vc = 488,6 ft/min

Flujo turbulento ΔPf 3=¿ 84,3 Psi ∑ ΔP f is=1412,32 Psi

Espacio Anular

Zona 4 DH = 8,5” ODDC=¿6

12¿

; Long = 100m

Ṽ = 326,67 ft/min Vc = 536,9 ft/min

Flujo laminar ΔPf=34,22Psi

Zona 5 DH = 8,5” ODHW=5 Long = 150m.


Ṽ = 207,4 ft/min V c= 415,68 ft/min

Flujo laminar ΔPf=15,52Psi

Zona 6 DH = 8,5” ODDPS } =4,5 ¿ Long = (4580 -3600) = 980m

Ṽ = 188,5 ft/min Vc = 391,05 ft/min

Flujo laminar ΔPf=76,85 Psi

Zona 7 DH = 8,755 ODDP s } =4,5¿ Long = 3600m

Ṽ = 173,56 ft Vc = 380,2 ft/min

Flujo laminar ΔP f 7=242,6Psi

ΔP f EA=369,2 Psi

ΔP trepano

TFA = Area de flujo = d12+d 22+…….dn2

1304 = 2x 9+4 x132

1304

Tfa = 0,6426 pulg2

Ṽ BIT = 0,32 x Qb / TFA => Ṽ BIT=0,322 x 400

0,6426=¿ Ṽ BIT=¿ 199,19 ft/seg

ΔP f BIT=ʆ L x BIT 2

1120 = 11,5 x199,1 92

1120 ΔP f BIT=407,4 Psi

Resp. = SPP = ΔP f is+ΔP f HE+ΔP f BIT+ΔP f EA

= (1412 + 350 + 500 + 407,3 + 369,2) Psi

a) SPP = 3088 Psib) La potencia de la bomba

HHPB=PB∗QB

1714

ΔP f conex .=C∗ ʆL∗( Qb100 )1,86

= 0,22 x 11,5 x ( 400100 )

1,86

=> ΔP f conex .=33,34 Psi

Sacado de tabla Eq. Sup tipo 3


PB = ∑ ΔPf sist HHPB = 3071,34 Psi∗400

Bmin

1714

PB = (3038 + 33,34) Psi HHPB=716,66Hp

PB = 3071,34 Psi

c) La presión de fondo de pozo en condiciones dinámica.Pfondo=PH+ΔPf EA = 0,052 x ʆL x Prof + Δpf EA = (0,052 x 11,5 x 4330 * 3,281 + 369) Psi.Pfondo=8864,6 Psi

d) ¿Se tendrá perdida de circulación? ʆ fit= ʆL+Psup /0,052x hzap = 10 + 2150 / 0,052 x 3150 x 3,281ʆ fit=14 ppg

ʆ EDC zap= ʆ Lodo+

ΔPEA

0,052 x Prof = 11,5 +

242,50,052x 3150(3,281)

ʆ EDC zap=11,95 ppg

ʆ EDCfondo= ʆLodo+

ΔPf EAv∗fondo0,052 x Pro f p

= 11,5+369,2

0,052x 4330 x3,281

ʆ EDCfondo=12 ppg

ʆ EDC zap< ʆ fit=¿ perdida

ʆ EDCfondo< ʆ fract=¿ perdida

Perdida de Circulacion

e) Se tiene una buena hidarulica en el trapano

%ΔPBIT=ΔP f BITPb

∗100

%ΔPBIT=407,33071

∗100

%ΔPBIT=13,25 % Es Malisimaf) ¿Qué porcentaje de la presión de bomba se perdia cuando se había llegado hasta el trepano?

Pperdiohastael trepano=¿ ΔP f conex . + ΔPfis+¿ ΔPME

= 33,34 + 1412 + 350 + 500


Pperdio=2295 Psi

% Perdida = Pperdio

Pbomba

∗100

= 22953071

∗100

% Perd. = 74,9 %

TEMA 4

OPTIMIZACION HIDRAULICA

1.DEFINICIÓN

Consiste en determinar la caída de presión en la broca de tal forma que la energía generada por el equipo de bombeo en superficie sea transmitida óptimamente hasta el fondo del pozo para su correcta limpieza. La optimización de la hidráulica es el uso eficiente y racional de la energía o presión de la bomba que se está empleando para desplazar o circular el lodo a través del sistema. Uno de los factores más importantes para una buena penetración es una hidráulica óptima.

La principal función de las toberas de los fluidos de las barrenas es la de mejorar la acción de

limpieza del fluido de perforación en el fondo del pozo incrementando de esta manera la velocidad de perforación mediante la remoción casi inmediata de los detritos generados y permitir que los dientes de la barrena inicien sobre formación virgen.

2.HIDRAULICA ÓPTIMA.-La hidráulica de perforación óptima se define como el balanc

apropiado

entre los elementos de la hidráulica con el fin de obtener una limpieza adecuada del fondo del agujero y de la barrena, empleando la potencia hidráulica disponible tan eficientemente sea disponible.

En la optimización de la hidráulica de perforación, los elementos considerados en el análisis son:

3.GASTO DE FLUJO = Determina la velocidad anular del fluido y las caídas de presión

por fricción en el sistema circulatorio del pozo.


4.PRESION DE BOMBEO = Determina la velocidad del fluido en las toberas de la barrena.

5.FLUIDO DE PERFORACION = Determina las pérdidas de presión por fricción en el sistema y la velocidad de acarreo de los recortes.

A la fecha la verdadera optimización de la hidráulica de perforación no ha sido completamente definida. Esto se debe a que no han sido desarrollo modelos que permitan una mejor definición del efecto de la hidráulica sobre:

La velocidad de penetración

Los costos de operación

Desgaste de la barrena

Los problemas potenciales del agujero

La capacidad de acareo de los recortes

Por otro lado, aun en la actualidad existen desacuerdos en el sentido de cual o cuales de los parámetros deberían de ser empleados para indicar el nivel adecuado de limpieza hidráuLOS 6.MÉTODOS DE OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA.-Con estas se podrán determinar las pérdidas de presión parasitas en la sarta de perforación y el espacio anular lo que permitirá identificar la presión disponible para la broca y optimizar la caída de presión de la misma.

Es importante también recalcar que se deben reconsiderar las pérdidas de presión en el motor direccional y el MWD (herramienta de medición de la desviación) que se debe incluir dentro de las presiones parasitas.

Los métodos mas aceptados comúnmente para la optimización hidráulica en la broca son:

1) Máxima Potencia en la broca2) Fuerza de Impacto o Máximo Impacto3) Velocidad en las boquillas

Así la práctica común en el diseño de un programa hidráulico optimizado consiste en la determinación apropiada 7.CRITERIOS DE OPTIMIZACION La práctica de campo ha demostrado que la velocidad de perforación se incrementa conforme la energía hidráulica disponible en el fondo del pozo se incrementa: aumentando así la efectividad del empleo de las barrenas de chorro.

Máxima Potencia en la broca.- Este modelo asume que la velocidad de penetración de la broca puede incrementar con la potencia hidráulica ya que los recortes son removidos tan rápido como se genera. El criterio aplicado en este método de aplicación consiste en calcular el diámetro de las toberas óptimas para alcanzar la máxima potencia hidráulica que se obtiene cuando las pérdidas de presión en la broca equivalen al 64% de la presión máxima disponible en superficie.




8.DETERMINACION DEL TIPO DE BROCA A UTILIZARSE POR SECCIONES

El tipo de broca a utilizarse en cada sección está determinado por el tipo de formación atravesar y se considera las diferente brocas que se han empleado en cada uno de los pozos y su desempeño en cuanto a la rata de penetración vs. Profundidad elaborada para cada campo.

9.PESO SOBRE LA BROCA / VELOCIDAD DE ROTACION.-Mediante correlación de los pozos perforados por sección en cada campo, se a determinado el peso sobre la broca y la velocidad de rotación que permiten ratas de penetración mas altos de acuerdo a la información obtenida de los sumarios de perforación.

BROCA PDC BROCA TRICONICA


Los parámetros calculados en la optimización son los siguientes:

Caudal máximoCaudal mínimoPérdida de presión excluyendo el trépanoCálculo de la pendientePresión óptima en las boquillas

Velocidad óptima en las boquillas Área óptima en las boquillas

Diámetro óptimo en las boquillasFactores involucrados:

Peso especifico del fluido de perforación (gr / cc).

Gasto y presión máxima de bombeo.

Diámetro de barrena.

Velocidad de perforación.

Profundidad del pozo

Característica geométrica de la sarta de perforación.

10.DEFINICION Y CONCEPTOS BASICOS:

Potencia hidráulica , HHP .- Es una medida de la energía utilizada en la broca

HHP = Pb * Q / 1714

Fuerza de impacto de la broca, IF.- Es la medida de la fuerza con que el fluido de perforación impacta a la formación.

I.F = MW * Q * Vn / 1932

Presión máxima Pmax.- Es la máxima presión que la bomba puede entregar en una forma sostenida duante el transcurso de la operación.


Caída de presión en el sistema Ps .- Es la suma de las caídas de presión que se produce en la totalidad del sistema de circulación es decir :

Dentro de la sarta

En el espacio anular

En el equipo de superficie

Caída de presión en la broca Pb.- es la caída de presión que se produce al circular el lodo a través de los jets.

Caída de presión en el sistema excluyendo la broca , Pc :

Pc = Ps - Pb

Caudal mínimo .- Qmin es le volumen mínimo al cual se debe circular y generalmente equivale a un caudal que produzca una velocidad anular que sea dos veces la velocidad de caída de los recorte en la sección mas grande del anular

Caudal máximo.- Qmax. Es el caudal que va a causar flujo turbulento en el anular formado por el hueco abierto y la tubería de perforación.

Caída de presión Optima.- Optimo PC es la caída de presión en el sistema circulatorio excluyendo a la broca que va a maximizar la energía que vamos a utilizar en la broca. Pc opt, es 35% de Ps max al utilizar el método de HHP y será del 52% parar el método de IF

Caudal optimo .- Q optimo es el caudal en GPM que va a producir PC opt

Caída de presión optima en la broca, Pb optimo .- Es la ciada de presión a través de la broca que maximiza el diseño hidráulico

Pb opt = Ps max - Pc opt.

11.PARÁMETROS PARA LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA:


Con el fin de lograr la mayor optimización hidráulica se tiene las siguientes alternativas:

Impacto hidráulico.- La fuerza del impacto hidráulico se define como la relación del

cambio del momento del fluido con el tiempo. El momento del fluido a través de la barrena es un producto de la densidad, gasto y velocidad del fluido en las toberas.Representado en forma matemática:

I.H = DL* QX* Vt = DL *QX *Vt 60*g 1930

Donde:

IH. = Fuerza de impacto hidráulico, en lbs.D.L.= Densidad del fluido de perforación, en lbs/gal.Q = Gasto de bomba, en gal/min.Vt = Velocidad del fluido en las toberas, en pies/seg.g = Constante de la aceleración de la gravedad = 32.17 pies/seg2.60 = Constante de conversión de min. a seg.

La fuerza de impacto en la ecuación depende del peso del lodo, entre más alto, mayor el impacto. Sin embargo, el peso del fluido no se cambia con ese propósito. Por esa razón se considera una constante para cualquier sistema. Para obtener éste parámetro, se requieren las siguientes condiciones

Ps = 0.51 x Pm Pb = 0.49 x Pm

Donde:

Ps = Caída de presión por fricción en el sistema.Pm = Presión manométrica o de bombeo.Pb = Caída de presión en la barrena.

Lo anterior establece que para una presión limitada en la superficie, la pérdida de presión en el sistema de circulación deberá ser el 51% de la presión en la superficie y el 49% restante de la presión disponible se aplica a la barrena para el impacto óptimo.

Caballos de fuerza hidráulicos.- Los H.P. hidráulicos pueden definirse como la

velocidad a la que el fluido hace trabajo en el sistema de circulación. En realidad los caballos de fuerza son una velocidad definida de hacer trabajo. En forma matemática, se representa como:

H.P.H. = P * Q / 1714

En el desarrollo matemático, se obtienen las siguientes condiciones para éste parámetro:


Ps = 0.35 x Pm. Pb = 0.65 x Pm.

Esto significa que el 35% de la presión limitada o presión de bombeo máximo deseado, es de pérdida de presión en el sistema de circulación y el 65% restante para aplicarlo en la barrena.En la gráfica ( 1 ) se muestra la confirmación de los métodos I.H. y H.P.H. en sus porcentajes de optimización.

PARAMETRO EN LA HIDRAULICA DE PERFORACION


La suma del Área de las boquillas (Pulgadas cuadradas)

Índice de Limpieza

Fuerza hidráulica que consume la broca (Energía para remover los recortes)

Maximizar el ROP

Presión Velocidad Presión Velocidad

Sarta de perforación

Broca

Ing. en Brocas cambia diámetro de

boquillas (TFA)

12.PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA.Losproblemas que se puedan presentar para la optimización hidráulica, concentrándose más en los criterios hidráulicos del impacto hidráulico y el H.P. hidráulico, se relacionan con las siguientes limitaciones:

Capacidad de las bombas de lodos.

Densidad y propiedades reológicas altas, del fluido de perforación.

Presión de trabajo de alguna parte del equipo superficial.

Profundidad del pozo, mayores longitudes de tubería de perforación.

Disminución del diámetro de la tubería.

Ante estas consideraciones, se conocen actualmente cinco parámetros hidráulicos para que de acuerdo a sus conocimientos y experiencia los apliques y cuando menos estar en uno de ellos, además de que posee el conocimiento del lineamiento de gasto normal para perforar, que es el inicio para obtener una eficiente hidráulica.PROCEDIMIENTO PARA LA OPTIMIZACION HIDRAULICAEl objetivo de la optimización hidráulica de perforación es la obtención de una limpieza adecuada del fondo del pozo y de barrena mediante el balance apropiado de los elementos de la hidráulica se divide en


Método analítico.- El método analítico consiste de una secuencia de cálculos para la determinación de la hidráulica de perforación optimizada como se muestra a continuación.

a) Determinar la presión y gasto máximo de la bombab) Determinar el gasto de circulación mínimo para levantar los recortes c) A la profundidad deseada determinar un valor de presión parasita un gasto.d) Determinar el valor la constatee) Determinar las perdidas de presión optimo en el sistema de acuerdo con el criterio de

optimizaciónf) Determinar la presión disponible para utilizar en la barrena

Método grafico.-La determinaciones las toberas de las barrenas y el gasto de flujo para la optimización de la hidráulica puede ser fácilmente realizado empleando este método.

a) Determina la presión y gasto máximo de la bomba, gasto de circulación mínimo a la profundidad deseada determina un valor de presión parasita.

b) Determina la presión disponible de la barrena c) Determina el tamaño adecuado de las de las toberas de tal manera que se consuma la

presión disponible en la barrena

EJEMPLOa) Calcular el caudal máximo y mínimo @ presión máximo de trabajo del 90% de presión

de la bomba.

DATOS:Pb = 6000 psiPotencia = 2000 HP = 13.9 ppg

1) Presión máxima Pmax = 0.9 * Pb

Pmax = 0.9 * 6000

Pmax = 5400 psi

2) Caudal máximo

Qmax=1714∗HHPPmax

=1714∗20005400

Qmax = 634.8 GPM

3) Caudal mínimo


Qmin=Vmin∗(Dh

2−D p2)

24.5

Vmin = VS * 2

Velocidad de desplazamiento de recortes (Vs):

V S=0.45( VP❑L∗❑rx

)(√ 36800∗❑L∗❑3rx∗(rx−❑L)❑a

2 )V S=0.45( 29

13.9∗0.3 )(√ 36800∗13.9∗0.33∗(2.65∗8.33−13.9 )292 )

Vs = 35.6 ft/min

Vmin = Vs * 2

Vmin = 35.6 * 2 = 71.2 ft/min

Qmin=71.2∗(8.6252−3.52)

24.5

Qmin = 180.5 GPM

b) Encontrar el caudal optimo y las boquillas optimas con método de máxima potencia

Pc1 = 2674 psiPc2 = 1949 psiQ1 = 400 GPMQ2 = 300 GPM


Exponente del que depende del régimen de flujo y características del fluido (adim)

a) m=log¿¿ m=log¿¿ m = 1.1

b) Pérdidas óptimas de presión:

Pcopt=( 1m+1 )∗Pmaxtrab

Pcopt=( 11.1+1 )∗5400 Pcopt=2571.43 psi

c) Caudal óptimo :Qopt=10¿¿

Qopt=10¿¿ Qopt=299GPM

d) Caída de presión optima en la broca:PN opt=Pmaxtrab−Pcopt PN opt=5400−2571.43=2829 psi

e) Velocidad de flujo a través de las toberas:

VN opt=√ 1120∗PN opt

❑L

= √ 1120∗282913.9

VN opt=477.44 ft /seg

f) Área de flujo

TFA=0.32∗Qopt

VN opt

=0.32∗299477.44

=0.2 pulg2

Nomenclatura:Pb = presión optima en la barrena, (psi)

VS = Velocidad de desplazamiento de recortes, pies/minVP = viscosidad plástica (cps)❑L = peso de lodo, (ppg)❑rx= Diámetro de partícula, (pulg).


rx = Densidad de partícula, (ppg)❑a= viscosidad aparente, (cps.)m = Exponente del que depende del régimen de flujo y características del fluido (adim) Pc1, 2 =caída de presión optima, (psi)PN opt= caída de presión optima en la broca, (psi)VN opt = Velocidad de flujo, pies/seg.TFA = Área de flujo (pulg2)

TEMA 5 CONTROL DE POZOS (WELL CONTROL)1.INTRODUCCIÓN.


Se ha visto que durante las operaciones de perforación existen un sin fin de factores que pueden entorpecer la operación, por lo tanto el equipo que esta trabajando debe contar con la experiencia y preparación para enfrentar los imprevistos.Uno de los imprevistos y el mas importante es el amago de descontrol o surgencia.Este debe ser tratado con extremo cuidado y los calculos para su detección y corrección deben ser exactos ya que un error de calculo o un descuido por parte de los operarios puede ser mortal para la cuadrilla. 2.¿QUÈ ES UNA SURGENCIA?Una surgencia es una entrada no deseada de fluidos de formación en el pozo. Si se la reconoce y trata a tiempo, puede ser manejada y eliminada en forma segura.Pero si se la deja proseguir hasta tornarse incontrolable se puede llegar a un reventon o “blowout” que no es otra cosa que un surgencia descontrolada.3.IDENTIFICACIÓN DE UN AMAGO DE DESCONTROL…Existen varios parámetros para identificar la surgencia entre los cuales tenemos:

Incremento de la velocidad de perforación “rop”. Forma y tamaño de los recortes. Incremento en el torque y arrastre. Derrumbe de la lutita. Incremento del contenido de gas. Disminución del exponente “ dc “.Disminución de la densidad de la lutita. Incremento de la temperatura de la línea de retorno. Aumento en el contenido de cloruro. Incremento del nivel de lodo en los tanques. Disminución de la presión de bombeo. Pozo fluyendo en condiciones estáticas. Variación en el peso de la sarta. Incremento en las emboladas.

4.CAUSAS QUE ORIGINAN UNA AMAGO DE DESCONTROL.A continuación se citarán las causas mas importantes que puede producri un descontrol.Densidad Insuficiente Del Fluido De Perforación El fluido del pozo debe ejercer suficiente presión hidrostática para al menos igualar la presión de la formación. Si la densidad del fluido es menor a la de la formación se producirá una surgencia.

LLENADO DEFICIENTE DEL POZO.


Siempre que cae el nivel de fluido en el pozo, también cae la presión hidrostática ejercida por el fluido. Cuando la presión hidrostática cae por debajo de la presión de formación, el pozo fluye. Cuando se retira tubería del pozo se retira un volumen del pozo que es el volumen que representa el acero de la tubería, cuando este volumen se saca del pozo se disminuye el nivel de fluido en el pozo y por lo tanto diminuye la presión hidrostática. Resulta obvio que si se desea mantener una presión constante sobre la formación, se debe volcar en el pozo una cantidad de fluido igual al volumen de acero que se ha sacado. PERDIDAS DE CIRCULACIÓN. Si el nivel de fluido en el pozo baja, también disminuye la presión que estaba ejerciendo. Si la presión hidrostática del fluido pierde nivel por debajo de la presión de formación, el pozo puede comenzar a fluir. En general, las causas de la perdida de fluido pueden ser:

Fluidos de lodo Versus fluidos de terminación. Presión de circulación. Presión de contrapresión. PISTONEO Y COMPRESIÓN ( SWAB AND SURGE).

Cada vez que se mueven las barras a través de fluido aparecen fuerzas de pistoneo (swab) y de compresión (surge).

Si se esta bajando las barras el fluido que esta mas adelante, debe despejar camino moviéndose hacia arriba alrededor de la barra. Si la bajada es demasiado rápida, la barra comprime como pistón y presuriza el pozo que esta mas adelante. Esto se denomina presión de compresión.

Si esta presión aumenta demasiado puede haber perdida de circulación, fractura de la formación o rotura del casing. La consecuencia podría ser perdida de fluido y por lo tanto descenso de la presión hidrostática, y hay peligro de que el pozo fluya.

Cuando se están sacando las barras predomina la presión de pistoneo. A menudo, el fluido no puede bajar por el espacio anular con la misma velocidad con la que las barras están subiendo.

Cuando esto ocurre se produce una presión de vacío o presión negativa, debajo de las barras. Este descenso hace que el pozo avance hasta que el fluido llena el espacio bajo las barras; esto se llama pistoneo. Así el efecto de pistoneo ingresa fluido no deseado al pozo, por lo tanto se corresponde con la presión de surgencia.

INCREMENTO EN LA PRESIÓN DE FORMACIÓN


Durante las actividades de perforación, de profundización y de desvió es posible encontrar presiones anormales.

La geología de la zona donde se perfora un pozo afecta en forma directa las presiones de formación. Los pozos perforados en lugares en que hay trampas de subsuelo o estructuras que contienen petróleo o gas también pueden provocar presiones altas anormales.

También deben tener en cuenta que se pueden encontrar presiones anormales en cualquier momento y lugar. Una dotación entrenada y experimentada debe estar lista para enfrentarse con lo inesperado.

Teoría de las Surgencias.

Las surgencias gaseosas y liquidas se comportan de forma distinta en boca de pozo.

Debe determinarse la expansión de las surgencias gaseosas a medida que hacienden, de manera que la mayor parte de la expansión se produzca cerca de la superficie.

La naturaleza del fluido intrusivo es muy importante por lo tanto se deb calcular la densidad del fluido, la clasificación común dice que : el agua salada esta entre 8.5 - 10 lpg, densidades menoresa 2 lpg son gaseosas, y entre

2–8.5 lpg son una mezcla de gas, petróleo y agua.

Para conocer que tipo de surgencia se tiene en el pozo se procede a realizar un calculo que relaciona la presion de tubería y de cañería, la densidad del lodo y la longitud de la surgencia.

Toda surgencia debe ser tratada como gaseosa hasta que no se determine exactamente su naturaleza esto dará un margen de seguridad a favor del equipo de perforación


Long .Surgencia ( ft )=IncrementoTanques(bbl )capacidad Anular(bbl / ft )

Densidad ( lpg)=ρlodo( lpg)−((SIDPP−SICP )( psi )Long . surgencia( ft )×0. 052 )

Expansión Del Gas.

Cuando penetra gas su efecto en el pozo depende de cómo se lo maneje. Los siguientes ejemplos muestran como actua el gas en el pozo e indica la mejor solución para este problema.

Se considerará el gas como una sola burbuja y no se tendrán en cuanta los efectos de la temperatura, compresibilidad, tipo de fluido y solubilidad.

No Expansión.

Expasión Descontrolada.

Expansión Controlada

No Expansión.

En un pozo de 10.000 pies que contiene un lodo de 10 lpg se pistona 1 barril de gas durante una conexión. El pozo se cierra y se circula la burbuja hacia la superficie mateniendo el volumen en las piletas.

Cuando la burbuja se va desplazando a la superficie se va incrementando la presión de fondo, de tal manera que si se encuentra a 7500 ft la burbuja tendrá 5200 psi, la preisón de fondo será la de la burbuja mas la hidrotatica sobre ella es decir que se tendrá un presión de fondo de 6500 psi, es decir que cuando la burbuja llegue a superficie la presión de fondo será de 10400 psi.

En este caso se puede llegar a la presión de fractura he inducir a perdida de circulación antes que la burbuja llegue a la superficie.


Expansión Descontrolada.

Lo opuesto a no permitir la expansión del gas es circularlo sin mantener contrapresión. Tomando el ejemplo anterior se pistonea un barril de gas. Esta vez no se cierra el pozo y se comienza a circular la burbuja al exterior.

De acuerdo a la ley de los gases cuando llegue a la mitad del pozo se abrá expandido al doble del volumen es decir 2 bbl. A las tres cuartas partes se expande a 4 bbl y entre este tramo y la superficie se llega a 8 bbl.

A esta altura surge la incognita; si la burbuja se esta expandiendo y desplazando fluido ¿cuánta presión hidrostática perdió? , si la presión disminuye lo suficiente es posible que este entrando mas gas al pozo, este desalojara mas fluido del pozo y mas velozmente.

El pozo esta camino a un reventón.


De acuerdo a lo anterior para mostrar la aplicación de la ley de los gases. Cuando la burbuja llegue a la superficie habra desplazado la siguiente cantidad de fluido:

En boca de pozo la presión hidrostatica (P2) es la ambiente. La presión de la burbuja se mantiene en 5200 psi y el volumen inicial de la burbuja erá 1 bbl.

Se habrán desplazado 353 bbl !!

Expansión Controlada.

Cuando se bombea una surgencia al exterior con expansión descontrolada, se debe permitir que el gas se expanda de manera de mantener la presión de fondo igual o un poco por encima de la presión de formación.

Se debe mantener una contrapresión para que la burbuja se expanda de manera tal que la contrapresión, mas la presión del gas, mas la presión hidrostática de todos los fluidos que hay en el pozo igualen a la presión de fondo.

Este tipo de expansión es la mas adecuada, los procedimientos normales para ahogar un pozo permiten la expansión controlada del gas.


P1×V 1=P2×V 2

V 2=P1×V 1P2

V 2=5200×114 . 7

=353bbl

Efectos de la Posición de la Surgencia.

Evitar la pedida de circulación es fundamental cuando se circula la surgencia a superficie.

Durante la circulación de la surgencia, la presión en cualquier zona debíl es igual al peso de la columna de fluido sobre ese punto mas la presión del casing en superficie.

Si se procede a mantener la presión constante en el fondo del pozo las presiones sobre la zona debíl aumentará soló hasta que el gas llegue a dicho punto.

Cuando el fluido de surgencia sobrepasa este punto la presión allí se reduce porque la colunma que esta por encima generalmente pesa menos.

5. MÉTODOS DE CONTROL DE POZO

Hay muchos métodos para controlar y circualr un pozo en surgencia. Todos los métodos comunes de ahogo de pozo so nescencialmente similares.


Todos permiten que se cicule la surgencia mientras se domina la formación y se evita la perdida de circulación. La diferencia entre los mñetodos esta en si se aumenta o no el peso del fluido y si se lo aumenta, cúando.

Los métodos mas importantes son:

Espere y Densifique ó Esperar y pesar.

Método del perforador.

Bullheading.

MÉTODO DE “ESPERE Y DENSIFIQUE”.

Constituye el mejor equilibrio, este método es el que ahoga el pozo con mayor rapidez, y el que mantiene mas bajas las presiones de pozo y de superficie. Se requieren buenas instalaciones de mezclado para densificar el fluido, una dotación completa, y ayuda adicional de supervisión.

En este método el pozo se cierra luego de una surgencia. Se registran las presiones estabilizadas y el tamaño de la surgencia. Se densifica el fluido antes de comenzar la circulación “Espere y Densifique” . luego se circula el fluido por el pozo, manteniendo las presiones y la densidad correctas mientras se lo ahoga.

En la practica, es casi imposible ahogar un pozo con una sola circulación, porque el fluido no se desplazara eficientemente por el espacio anular. Esto sucede en todos los métodos de ahogo

Procedimiento de Ahogo.

1. Se cierra el pozo luego de la surgencia y se registran la presión de tubería(SIDPP) y cañería(SICP) estabilizadas y el tamaño de la surgencia.

2. Se calcula la densidad del fluido de ahogo. Se aumenta el peso del fluido en los tanques hasta alcanzar el valor calculado del fluido de ahogo.

3. Mientras se densifica el fluido se llena la hoja de control en el pozo.

4. Cuando está todo listo para circular, se lleva la bomba a la velocidad de caudal de ahogo y se mantiene la “contrapresíon” adecuada.

5. Se debe mantener la presión de tubería de acuerdo a la tablade presónes. Todos los ajustes de presión deben comenzar con el ajuste de la presión de casing, desde el estrangulador.


6. Cuando el fluido de ahogo llega al trépano se debe mantener la preisón de tubería en los niveles de la Presión Final de Circualción (PFC) hasta que el fluido densificado vuelva a superficie.

7. Una vez se estabilizan las presiones, se debe ajustar y mantener la presión de tubería en el valor apropiado hasta que se haya ahogado el pozo.

Formulas a Emplear.

Altura del Influjo:

Densidad del Influjo:

Densidad del Fluido de Ahogo.

Sacos de Baritina a Agregar.

Considerando la posibilidad de fractura siempre se debe calular la presión maxima de cierre en función al punto mas debíl que generalmente es el zapato de la cañería.


Long .Surgencia ( ft )=IncrementoTanques(bbl )capacidad Anular(bbl / ft )

Densidad ( lpg )=ρlodoactual ( lpg )−( (SICP−SIDPP)( psi)Long . surgencia( ft )×0. 052 )

ρk=ρlodoactual (lpg )+( SIDPP( psi)0 .052×TVD ( ft ))

Vb=Vpozo (bbl)×(ρk ( lpg)−ρ lodoactual ( lpg)35−ρk ( lpg) )

¿ Sacos=Vb (bbl)×1470 (lb /bbl )

XlbsSaco

Presión maxima de cierre en Superficie:

Presión maxima de cierre en Superficie durante la evacuación del influjo:

Para calcular las emboladas en los distintos puntos de circulación se debe tener los datos de bomba para poder calcualr el volumen de desplazamiento de la misma.

Volumen de Desplazamineto:

Carta de Presiones:

Se emplea para tener una control en superficie de las emboladas bombeadas con respecto a la caida de presión de tubería desde la PIC hasta la PFC:


SICP=0 .052×TVDzapato ( ft )×{ρ fractura ( lpg )− ρlodoactual ( lpg )}

SICP=0 .052×TVDzapato ( ft )×{ρ fractura ( lpg )− ρk (lpg )}

Vdb=0 ,0102×(Dcamisa( p lg))2×(Lcamisa( p lg ))×Eficiencia42

= bblemb

EmboladasSup−Bit=V interior (bbl )Vdb

EmboladasBit−Sup (EA )=Vanular( bbl )Vdb

EmboladasTotales=VtotaldelPozo (bbl )Vdb

Gradiente :

Psi /emb=PIC−PFCembSup−Bit

emb=Caidade _Pr esión

psi /emb

Las emboladas se calculan asumiendo una caida de presión de 50 psi desde la PIC hasta la PFC.

MÈTODO DEL PERFORADOR

Este método se utiliza cuando no resulta necesario emplear material densificador, o cuando no se cuenta con el. También se utiliza para circular surgencias gaseosas cuyas altas velocidades de migración pueden causar problemas para cerrar el pozo.

Este método es simple y directo, aunque las presiones del casing resultan un poco mas altas que en las otras técnicas y el ahogo del pozo lleva mas tiempo, no se debe utilizar en pozos en los que se prevea perdida de circulación. Es importante ya que es el método básico de control de pozos.

El procedimiento de ahogo del perforador consiste en circular la surgencia al exterior. Luego se reemplaza el fluido del pozo por un fluido lo suficientemente pesado como para dominar la formación en surgencia.

Procedimiento de Ahogo.

1. Cerrar el pozo.

2. Se registran las presiones de tubería y casing y el tamaño de la surgencia.

3. Se comienza a cicular manteniendo constante la presión en casing hasta que la bomba alcanza el caudal de ahogo.

4. Cuando se alcanza el caudal de ahogo se anota la preisón de tubería y se mantiene constante esta presión con elestrangulador.

5. Se mantiene constante la presión de tubería y el caudal de combeo hasta que se haya circulado la surgencia al exterior.

6. Luego se cierra el pozo y se aumenta la denisdad al lodo.

7. Se reanuda la circulación y se matiene constante la presión del casing hasta que la tubería se haya llenado con el nuevo lodo pesado.

8. Cuando la tubería esta llena de lodo pesado, se deb registrar la pesión de tubería o PFC.

9. Se debe circualar el pozo lleno de fluido pesado manteniendo constante la presión de tubería.


10.Como se ve en los pasos del procedimiento de ahogo, en este método se realizan dos circulaciones.

11.El método del perforardor es similar al de “espere y densifique” solo que en este caso al emplear dos circulaciones en la primera se limpia el pozo y en la segunda se densifica el lodo y se controla a la formación.

12.Las formulas a emplear y el procedimiento es igual al método de “espere y densifique”. Esto se demostrará en el ejemplo practico al final del tema.

MÉTODO DE BULLHEADING.

Esta es una técnica habitual de ahogo de pozos en operaciones de reparación de pozos (workover) en algunas áreas. También se lo puede llamar

“deadheading” .

Este método funciona cuando hay obstrucciones en la tubería y se puede lograr la inyectabilidad dentro de la formación sin exceder ningún limite de presión. En este procedimiento, los fluidos del pozo se bombean nuevamente al interior del reservorio, desplazando la tubería o el casing con una cantidad suficiente de fluido de “ahogo” .

También se puede aplicar el bullheading bajo ciertas condiciones de perforación, principalmente si ocurre una surgencia de H2S. En este caso, hay que liquidarla bombeándola nuevamente al interior de la formación, en lugar de traerla a la superficie.

En las operaciones de reacondicionamiento. el método de “bullheading”

tiene aplicaciones limitadas y esta sujeto a problemas tales como:

Cuando los fluidos de la formación son de alta viscosidad, aplicar esta técnica puede resultar difícil y consumir mucho tiempo.

Se deben conocer las presiones de rotura por presión interior de tubería y de casing, y no se las debe exceder. Cuando se utiliza esta técnica, puede resultar necesario aplicar presión al casing para que la tubería no reviente.

El gas puede provocar serios problemas de migración. Si hubiera un problema de migración de gas, se recomienda agregar viscosificadores al fluido de ahogo.


Una baja permeabilidad del reservorio puede requerir que se exceda la presión de fractura.

TEMA 6

DISEÑO DE LA SARTA DE PERFORACION

1.INTRODUCCION.-Una de las partes fundamentales en la perforación es el diseño de la sarta de perforación pues no olvidemos que es factor importantísimo, pues nos ayuda a obtener uno de los objetivos mas importante de la perforación que es la verticalidad, y también otros factores que tienen que ver con el desarrollo de la perforación.

2.COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

Los principales componentes de la sarta de perforación son los siguientes:

- Trépano

- Drill Collars

- Heavy Weight Drill Pipes

- Conexiones

- Drill Pipes


Trepano Porta mecha Estabilizador Barra pesada TuberiaTrepano Porta mecha Estabilizador Barra pesada Tuberia

3. DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN

Para diseñar una sarta de perforación, se deben tener en cuenta los siguientes variables:

1) Profundidad final.

2) Diámetro del hueco.

3) Densidad del lodo.

4) Margen para tensionar. (Margin of overpull, MOP)

5) Factores de seguridad.

6) Longitud, diámetro y peso de los drill collars.

7) Grado, tamaño y peso de los drill pipes disponibles.

4.HEAVY WEIGHT

Esta tubería es un miembro intermedio del BHA. Consiste de tuberías de perforación de paredes muy gruesas con joints extra largos.


El heavy weight, posee las siguientes ventajas:

Reduce considerablemente los costos de perforación al eliminar o reducir las roturas de tuberías en la zona de transición.

Aumenta el performance y la capacidad de alcanzar mayores profundidades de equipos pequeños al sustituir a los drill collars.

Representa un ahorro considerable en perforación direccional. al reemplazar en gran medida a los drill collars, reduciendo problemas de torque. Tendencias a cambios de dirección, además de las posibilidades de aprisionamiento diferencial.

5.TORQUE.Es la medida de la fuerza torsional que se aplica a una conexión para asegurarse que los hombros no se separen perforando. La longitud del brazo de la llave multiplicando por la tensión aplicada va a dar el torque expresado en ft/lb.

6.DRILL COLLARS:Durante la perforación de un pozo profundo se utilizan altos pesos sobre la broca. Se deberá tener drill collars de suficiente longitud como para cumplir con estos requerimientos, además de asegurar que la tubería de


perforación permanezca en tensión.

7.TUBERIA DE PERFORACION (DRILL PIPES): Es un miembro muy importante de la sarta de perforación, mediante el cual se provee rotación a la broca y al mismo tiempo se circula todo bajo altas presiones.


La tubería se halla sujeta a una combinación completa de fuerzas, ya que debe cumplir con las siguientes funciones al mismo tiempo:

1) rotar a latos RPM.

2) pandearse bajo condiciones de altas tensiones.

3) circular fluidos bajo baja presión.

La tubería de perforación posee una vida útil relativamente corta y un cuidado propio y periódico es de gran importancia. Contrariamente a los DRILL COLLARS, en el caso de los DRILL PIPES el miembro más débil del conjunto es el cuerpo de la tubería.


1) torque inadecuado.

2) desgaste de las roscas.

3) torque excesivo.

4) abrasión externa.

8. RANGOS Y TUBERIAS DE LA PERFORACION

Como casing, las tuberías son manufacturadas en diferentes rangos dependiendo estos de la longitud de cada tubo.

Rango 1 18-22 ft

Rango 2 27-30 ft

Rango 3 38-45 ft

El rango mas utilizado es el 2.

9.DISEÑO DE LA CARGA DE TENSIÓN

Una sarta de perforación se diseña para cumplir con las cargas máximas de tensión esperadas. Una vez finalizado el diseño se deben controlar las condiciones de colapso. Estos no deben exceder los valores de la tubería.

Este criterio de diseño requiere que la tubería que llega a la superficie tenga suficiente resistencia a la tensión como para soportar todo el peso de la sarta. El criterio para el diseño es el mismo que se tuvo en consideración para diseñar casing, es decir: seguridad, economía y peso de sarta reducida

Dentro de las limitaciones que determinan las cargas de tensión en cada parte del hueco, elegiremos las tuberías de menor peso y grado que satisfagan esas exigencias. La ecuación que determina las condiciones de tensión son como siguen.

P = [(Ldp*Wdp)+ (Lc*Wc) ]*Kb

P = carga sumergida estática en libras. Ldp = longitud de la tubería en pie.Wdp = peso de la tubería, libra/pieWc = peso del drill collar, libra/pieKb = flotabilidad del lodo


Los valores de tension que hallamos en las tablas son valores teoricos basados en valores de cedencia, peso y espesor de las paredes. Para evitar producir daño a la tubería estos valores se van a considerar con un factor diseño del 90%.

Pa=Pt*0,90

Pa = tensión de diseño, librasPt = tensión máxima teórica obtenida en las tablas0,90 = factor de diseño

Debemos tener un margen en nuestro diseño para casos en que enfrentemos situaciones de pesca, donde debamos tensionar la tubería. Tenemos que considerar un valor para MOP, que usualmente es de 80-100.000 libras:

La selección de este MOP es de importancia critica. De no tenerse en cuenta no tendremos la capacidad de tensionar la herramienta en caso de aprisionarse. Para su selección se deberán tener en cuenta los siguientes factores:

Condiciones de perforación

Cantidad de arrastre esperado

Probabilidades de pegamiento diferencial

Combinando a las ecuaciones en una sola tenemos:

Ldp= (((Pt * 0,9) - MOP)/(Wdp * Kb) – (Wc * Lc)/Wdp)

Esto nos dara la longitud de la tubería

que se puede utilizar.

10.Consideraciones de colapso:

Pac = PP/SF

Pac = Presion maxima de colapso

PP = Valor de colapso de la tablas

SF = factor se seguridad

La presión de colapso de una columna de fluido se calcula dde acuerdo a:

Pc = L*MW/19,25

L = Profundidad


MW = Peso del lodo

Fuerzas torsionales

1 Perforacion de pozos

2 Operaciones de lavado

3 Tensionando y rotando

4. Repasando un hueco de diametro

T = HP*5250/RPM

T= torque en pie/libra

HP = Caballos de fuerza utilizados para rotar la sarta

RPM = Revoluciones por minuto

Ecuación para calcular la longitud del portamechas:

Lc = WOB/(cosd*0,85*ff*Wc)

Lc = Longitud del portamechas

WOB = Peso sobre la broca

Punto neutro 0,85

Wc = Peso de los drill collars lbs/pie

ff = Flotabilidad del fluido de perforación


Ejemplo: Realizar el diseño de la sarta de perforación, para perforar tramo 2133-3048M (MD).con trepano de 8½, 0,75 de densidad del lodo, 40000lbs peso sobre el trepano, 50000lbs de margen de sobre tensión, 1⅛ de factor de seguridad al colapso 16° de desviación del pozo. Después de perforar este tramo se bajan cañería de 7″, P-110, 32lbs/ft hasta 3045M(MD) de resvestimiento cañería de 9⅝, P-110 53,5lbs/ft asentada en 2133M(MD).

DRILL COLLAR

OD ID WEIGHT QUANTITY

(IN) (IN) (LBS/FT) (N° DE PIEZAS)

7 2½ 113.9 70

7¾ 2¼ 146.6 26

4¾ 2¼ 146.7 50

8 3 146.6 30

6¾ 2¼ 107.9 10

8¾ 3 180 40

DRILL PIPES


FACTOR DE FLOTACION

ff=1-0,01527×DL

WOB=WDCS×LDCS×FF×COSα×PN

LDCS PARA DARLE PESO AL TREPANO:

MX.ODdcs → 7,656(DE TABLA)

OD dcs ≤ × OD CUPLA CAÑERIA QUE SE BAJARA-ØBIT

ODd ≤ 6.81


LDCS REAL =10 × 30 =300FT =91.4M

WOB dcs1= 107.9 × 300 × 0.8358 + 0.85 × cos16 =22105.8Lbs

SELECCIONO DCS2

WOB faltante= 40000 - 22105.8 =17894.2Lbs

LDCS REAL 19 × 30 = 570FT → 173.7m

LDCTOTAL =LDC1 + LDC2 =265.1M

OD cupla dp ≤ Oddcs RTdp1 =380197 LBS

Mx que puedo bajar


Mop RECALCULADO =RT dp1 × 0.9 – (WDCS × LDC + WDP1 × LDP1 × FF)

MOP REC =380197×0.9–(46.7×338+14.2×1500)×3.281×0.8473 =239082LBS

MUY ALTO “ MOP MX = 150000”

DISEÑO DPS2 agujero entubado

OD cupla dp2≤ drift CÑ 9 5/8 DE TAbla

TEMA 7

APRISIONAMIENTOS YPESCAS

1.INTRODUCCIÓN.

El aprisionamiento se produce cuando la herramienta de perforación en el fondo del pozo queda sin movimiento o es movida pero con gran esfuerzo, ya sea con tensión, compresión o rotación.

Esto se observa en superficie inmediatamente con el control de peso, en la variación de la velocidad de la mesa rotatoria. Son muchos los factores que pueden producir aprisionamiento tales como :

Atascamiento de la tubería

Desviación del pozo

Hinchamiento de la formación


Presión diferencial

Derrumbe de la formación

Acumulación de recortes sobre el arreglo de fondo

Limpieza de pozo

2.ATASCAMIENTO DE LA TUBERÍA

1. Síntomas en superficie

Normal circulación del lodo en superficie

Al parar una maniobra y luego intentar reanudarla se observa resistencia en el movimiento de la sarta de perforación

2. Causas

Algunos de las causas que producen atascamiento de la tubería son :

Problemas en el lodo por que no tiene las condiciones necesarias para la perforación de algunas formaciones que requieren un trato especial como las arcillas.

El uso inadecuado de algunos productos químicos en el lodo.

Densidad insuficiente del lodo que ocasiona derrumbes de formaciones atravesadas, lo cual logra aprisionar la herramienta en el fondo del pozo.

3.DESVIACIÓN DEL POZO


Incremento en la torsión de la mesa rotaria durante la perforación.

Resistencia al sacar la herramienta

Circulación normal del lodo

2. Causas.

El excesivo peso sobre el trépano genera desviación del pozo

Una región que contiene lechos de roca inclinados y que origina desviaciones consistentes se llama “ región de pozo torcido ”. Por regla


general un pozo perforado en capas duras tiende a desviarse contra la estructura, mientras que un pozo perforado en una formación suave tiende a desviarse con la estructura o siguiendo el contorno.

Cuando se perfora con la sarta en compresión y mucho peso ocasionando así la desviación del pozo.

Si el arreglo de fondo con el que se perfora no es adecuado para el tipo de formación que se a atravesado.

3.APRISIONAMIENTO POR HINCHAMIENTO DE LA FORMACIÓN


Se debe tomar en cuanta los siguientes aspectos para determinar el hinchamiento de la formación :

Existe falta de circulación o dificultad

Retraso en la perforación

Existe una excesiva torsión y arrastre

Hay un aumento en la presión de bombeo

2. Causas.

Se presentan las siguientes causas :

Algunas formaciones como la arcillas plásticas se hidratan con el fluido de perforación y por consecuencia se hinchan, reduciendo el diámetro del pozo perforado en los tramos donde estas se encuentran, dándole un forma cónica al mismo.

Por la pérdida del filtrado del lodo lo que ocasiona la admisión de fluido en las formaciones hinchables.

Cuando existen grandes tramos de formaciones (arcillas) causan este tipo de aprisionamiento.

4.APRISIONAMIENTO POR PRESION DIFERENCIAL


La presión diferencial se produce cuando la columna de perforación se pone en contacto con una formación de alta permeabilidad y baja presión y es mantenida en esta posición por la mayor presión hidrostática de la columna de lodo, a consecuencia de la formación de revoque y una concentración de sodios en la zona de contacto.

Normalmente esto ocurre en los portamechas debido a su mayor diámetro, es decir mayor área de contacto con las paredes del pozo en comparación con el resto de la sarta.

La presión ejercida por el lodo sobre las paredes de las tuberías que no están en contacto con la formación la mantiene rígida, sin permitirle rotación ni movimiento vertical, independientemente de la circulación.

1. Síntomas en superficie.

Se observan los siguientes aspectos :

Resistencia inmediata al intentar reanudar alguna maniobra después de haber sido parada por algún motivo

Se observa alta resistencia al tratar de girar la mesa rotaria u operación de bajado y sacado de arreglo

Existe normal circulación de fluido de perforación

No se advierte presencia anormal de recortes o derrumbes en la zaranda

2. Causas

Son muchas las causas que producen este tipo de aprisionamiento entre ellas tenemos las siguientes :

Cuando la sarta está estática en el pozo frente a zonas permeables

durante cierto periodo de tiempo.

Perforación de intervalos permeables, ejerciendo una presión hidrostática del lodo mucho mayor que la presión de la formación.

Perforar con lodo de peso elevado alto contenido de sólido y elevada pérdida de filtrado.

5. DERRUMBES DE LA FORMACIÓN


Ocurre este tipo de aprisionamiento cuando la presión hidrostática del lodo no es capaz de mantener la estabilidad de las paredes del pozo.

Cuando el derrumbe es pequeño no afecta tanto como cuando se derrumba varios metros, lo cual logra aprisionar la herramienta, que puede llegar a cortar la circulación del fluido de perforación.

1. Sintomas en Superficie.

Aumento la presión de bombeo por obstrucción del espacio anular.

Exceso de recortes en la zaranda vibratoria.

Aumento de arrastre y torsión.

2. Causas.

Son muchas las causas de aprisionamiento por derrumbes, tales como:

La acción de efecto pistón del trépano al sacar y bajar el sondeo.

La acción mecánica del sondeo contra las paredes del pozo. Especialmente los pozos desviados.

Presión hidrostática que se encuentra por debajo de la Presión de equilibrio ( lutitas portadoras de gas)

6 .ACUMULACIÓN DE RECORTES SOBRE LOS HOMBROS DEL ARREGLO DE FONDO.

Este tipo de aprisionamiento tiene características muy parecidas al aprisionamiento por derrumbe, se debe a la mala limpieza hidráulica.

1. Sintomas en Superficie .

Aumento de torsión y arrastre.

Aumento de la presión de bomba.

Pérdida de la circulación.

2. Causas.


Las causas mas comunes para que se produzca un aprisionamiento de este tipo son:

Efectos de la mala hidráulica, es decir, baja potencia de las bombas. Esto causaría una insuficiente velocidad de retorno de los recortes hasta superficie, lo que accionaría el asentamiento de los recortes.

Malas condiciones del lodo, que hacen que los recortes se asienten.

Cuando se deja la columna de perforación quieta por un largo periodo o para la circulación, existe el peligro de que los recortes en suspensión se sedimenten sobre los hombros del arreglo de fondo.

7.LIMPIEZA DEL POZO.

La limpieza del pozo es muy importante para evitar precisamente la acumulación de recortes sobre los hombros del arreglo de fondo.

Una buena limpieza se logra controlando la caída de los recortes mediante las condiciones del lodo y la velocidad de circulación.

PESCAS

El termino “pesca” se aplica a toda operación relacionada con la recuperación de herramientas u otro objeto del fondo del poza. Para lo cual se debe determinar el tipo de herramienta u objeto que quedo en el fondo, y así poder realizar un programa de operaciones con la herramienta pescadora adecuada para su recuperación.

CAUSAS QUE PUEDEN PRODUCIR PESCAS

Algunas de las causas mas comunes son las siguientes:

Fallas por fatiga

Lavado de roscas

Fallas mecánicas de las partes del trepano

Caidas accidentales de herramientas

FALLAS POR FATIGA



Caída de presión por perdida de fluido en la tubería

2. Causas

Cuando el material tubular tiene bastante tiempo de trabajo, este sufre un desgaste en su resistencia; llegando el mismo a romperse al aplicar un excesivo esfuerzo .

El estar expuesto a las tracciones, tensiones, compresiones, ocasiona el debilitamiento y posterior ruptura de la tubería.

El excesivo esfuerzo de la columna de perforación.

LAVADO DE ROSCAS


Al sacar la herramienta se observa lodo en las roscas, esto quiere decir que a sufrido un desgaste y al seguir maniobrando en estas condiciones se puede producir ruptura en esta parte del material tubular.

Caída de presión por perdida de fluido en la sarta de tubería

2. Causas.

Son producidas por el desgaste continuo en las operaciones de enroscar, bajar trépano o alguna otra maniobra, luego sacar el arreglo y desenroscar como todas estas operaciones producen un desgaste en las roscas cuando no están bien lubricadas.

También es producida por la presión del lodo en pozo profundo o semiprofundos, los cuales tienen altas presiones, debido a esto el lodo se introduce en las roscas y mas aun cuando no se tiene un torque adecuado, lo cual producirá una deformación en estas y al realizar una maniobra donde se aplique tensión las roscas pueden soltarse produciéndose así una pesca.

FALLAS MECANICAS DE LAS PARTES DEL TREPANO


El indicador de peso oscila entre 4000 y 5000 lbs por encima o por debajo del peso utilizado.


La vibración del equipo

El atascamiento consecutivo de la mesa rotaria

2. Causas

La falta de rotación en los conos del trepano se debe a :

Trabado de cualquiera de los conos por la incrustación de un trozo de roca de mucha resistencia, ocasionando así el atascamiento del mismo y posterior ruptura

Falla mecánica en rodamiento de uno de los conos del trepano

Excesivo peso y rotación sobre el trepano provocando la ruptura de cualquiera de sus partes.

CAIDAS ACCIDENTALES DE HERRAMIENTAS

1. Síntomas de superficie

Vibraciones en la sarta de perforación

Disminuye apreciablemente el avance de penetración del trepano

Existe una torsión excesiva sin acompañamiento de perdida de peso ni manifestación de aprisionamiento

2. Causas

Durante las maniobras de bajada y sacada de la sarta de perforación, existe tramos de tuberías donde las uniones o cúpulas se enduran y para lograr desenroscar generalmente los operarios utilizan combos para golpear y tratar de aflojar las mismas y accidentalmente se puede escapar la herramienta precipitándose al fondo del pozo.

El utilizar llaves mecánicas “steel” durante algún trabajo provocando una caída accidental de las mordazas .

El desgaste de la unión entre el sustituto y el trepano y una excesiva tensión podría soltar esta unión quedando el trepano en el fondo del pozo.

Dejan el pozo abierto cuando están con herramientas en superficie.


TEMA 8

SECUENCIA OPERACIONAL EN PESCAS

1.TIPOS DE HERRAMIENTAS DE PESCA

HERRAMIENTAS AGARRADORAS PARA PESCA TUBULAR

Herramientas de agarre por fuera ( overshot )

A) Enchufe de pesca de agarre corto “serie 70”

1. Uso


Cada uno de estos enchufe, esta diseñado para que agarre piezas de un diámetro interior máximo especifico. Cada enchufe se puede arreglar para que agarre cualquier diámetro menor, instalándose la garra de cesta del tamaño deseado.

2. Operación

Ante todo, cerciorarse de que el enchufe esta debidamente armado, de que tenga la garra de cesta, del tamaño preciso, y de que toda sus piezas estén en buenas condiciones de funcionamiento.

Enchufe de pesca de agarre corto “serie 70”

Para agarrar y jalar el pescado

Al alcanzar el extremo superior del pescado, haga girar lentamente la sarta de pesca, a la derecha, y gradualmente baje el enchufe por sobre el pescado, es importante combinar la rotación con la bajada.

Deje que la torsión a la derecha se afloje en la sarta de pesca, y luego jale el pescado, elevando la sarta de pesca.

Para soltarlo del pescado

De un golpe descendente con rotación simultanea a la derecha, y eleve lentamente la sarta de pesca hasta que el enchufe quede separado del pescado, es importante combinar la rotación con la alzada.

UNIÓN ARTICULADA

1. Uso

La unión articulada es usada por que se obtiene muy buenos beneficios en todas las operaciones de pesca, en pozos revestidos de mayor diámetro, o en pozo abierto.

En pozo uniforme, la unión articulada ayuda y facilita a realizar el contacto con la pesca.

En casos donde la parte superior de la pesca esta en una cavidad y no se puede colocar la herramienta pescadora mas abajo del pescado, la acción de articulación


producida por la unión articulada añadirá alcance lateral para la herramienta pescadora no pudiendo lograrse de otra manera.

2. Operación

Para asegurar una buena condición de operación la herramienta es primero armada e inspeccionada.

Durante el armado de la unión articulada para bajar la columna, chequear el pozo del control del pistón para asegurarse que el pozo tenga tamaño adecuado. Solo revisar el diámetro interno de las uniones de la columna para asegurar el paso del tapón de restricción, de otro modo este no puede alcanzar la unión articulada.

Si el pozo de control de pistón es muy pequeño, esto causara el funcionamiento de la unión articulada por la fuerza de la presión del lodo en circulación, y sin usar el tapón de restricción.

La unión articulada es una columna pescadora inmediatamente arriba de la herramienta pesada. El balance de la columna pescadora Bumper Sub, tijera hidráulica y junta de seguridad, colocados arriba de la unión articulada..

La unión articulada es bajada del pozo cerca de la profundidad del pescado, siendo mantenida la circulación a través de la herramienta. Cuando se aproxima al pescado, la circulación es alta, y el tapón de restricción es largado dentro de la columna pescadora.

HERRAMIENTAS DE AGARRE POR DENTRO.

Arpones ( full circle releasing spears )

1. Uso

Es usado para asegurar inmediatamente y recuperar todo tamaño de tubería, sondeo y cañerías. Esto puede ser usado en conjunto con cortadores internos para mejorar las operaciones de corte y recuperación, si así fuese requerido.

2. Operación


Conectar el arpón en la sarta pescadora. Colocarlo en una posición retirada para observar el agarre de las cuñas con el cuerpo elevado y el “utinizer”. En esta posición las cuñas de circuito completo presionan y no se acoplan a la sarta ni al arpón.

Arpones ( full circle releasing spears )

Para acoplar y jalar el pescado

Se baja la sarta pescadora lentamente hasta que el arpón entra en el pescado a la profundidad deseada. Rotar la sarta pescadora como mínimo 1/6 de una vuelta hacia la izquierda y luego jalar el pescado para levantar la columna.

Para soltar desde el pescado

Golpear abajo la columna, y rotar hacia la derecha 1/6 de una vuelta como mínimo y levantar la columna hasta que el pescado este libre. Si el arpón no jala el pescado, golpear hacia abajo; rotar hacia la derecha y levantar en forma simultanea hasta que el arpón quede libre del pescado. La combinación de rotación y elevación es muy importante.

ARPÓN DESPRENDIBLE TIPO ITCO

1. Uso Este arpón es utilizado para agarrar internamente y rescatar un pescado. Se puede usar solo o juntamente con cortadores, obturadores de arpones y otras herramientas.

2. Operación

Conecte el arpón en la tubería de pesca.

Enroscar el agarrador sobre el mandril desde el extremo inferior con movimiento hacia la izquierda. Deslizar el anillo desprendedor por debajo de la sección helicoidal del mandril y enroscar la tuerca al mandril. Antes de bajar al pozo enroscar el agarrador se comprimirá hacia dentro y no acoplara a la tubería lo suficiente como para interferir en el descanso de la herramienta.

ARPÓN DESPRENDIBLE TIPO ITCO

Para agarrar al pescado

Cuando el arpón llega al punto deseado de enganche con el pescado, hacer girar lo suficiente para que el mandril de una vuelta completa hacia la izquierda. Esto


hace que el mandril baje a través del agarrador, ubicado a este en la posición de acople. Luego, la tracción vertical coloca al agarrador en posición de enganche con el pescado.

Para desprenderlo del pescado

Golpear hacia abajo para deshacer el enganche y luego hacer girar dos o tres veces a la derecha, lo cual permite que el mandril se mueva hacia arriba a través del agarrador, forzando a este contra el anillo desprendedor y colocando al arpón en posición para ser recuperado. Luego la tracción vertical hacia arriba generalmente libera al arpón, sin embargo se recomienda hacer girar el arpón lentamente hacia la derecha a medida que sale.

PESCADOR MACHO

Llamando comúnmente en el campo tarraja macho, es la herramienta mas simple y antigua disponible para agarrar un pescado internamente.

1. Uso.

Esta herramienta es utilizada generalmente cuando no se pueden usar los pescadores de agarre interno, debido al problema que no existe un adecuado espacio anular entre el diámetro exterior del enchufe de pesca y el pozo.

Es utilizado para recuperar sondeo, tubería, cañería, portamecha y otras herramientas que impiden continuar con las operaciones de perforación.

2. Operación

El pescador macho es una herramienta de fácil operación, es necesario solamente desplazarlo al pozo por medio de la columna de perforación. Cuando este se encuentra próximo al tope del pescado debe ser bajado rotando lentamente, esto permitirá que la guía y el acople logren alinear al pescado con el pescador y asegurar de este dentro del pescado.

Después que la herramienta ha penetrado en el pescado, gírese la columna hasta observar aumento de torsión. Antes de colocar peso se debe girar la columna a la derecha varias veces. Parese la columna y libérela del torque.

Ahora imponga poco peso y gire nuevamente a la columna contando el numero de vueltas.

Detenga la rotación y cuente el numero de vueltas que la columna dará hacia la izquierda si es igual al numero de revoluciones hacia la derecha, es por que el


pescador aseguro al pescado formando en el su propia rosca, luego de esto aplique tensión para recuperar al pescado.

CONFORMADORES INTERIORES

Taper Mills

Se utilizan para reparar cañerías y tuberías colapsadas, para limpiar restos de cementos o corrosión existente en la cañería.

Esta diseñado con aleaciones de metales muy duro que limpian el interior de la cañería sin cortarla, graduando la velocidad de penetración.

La parte superior de esta herramienta es bastante larga para permitir la adición de aletas estabilizadoras

CONFORMADORES INTERIORES

String Taper Mills

Se lo utiliza al igual que el anterior para reparar cañería y tubería.

También es utilizado para cortar las orillas sobresalientes cuando se empieza una desviación.

Esta herramienta tiene aletas largas presentando un pequeño ángulo que permite la penetración gradual.

Esto pueden ser incorporados en la sarta de perforación para cortar las orillas sobresalientes.

HERRAMIENTAS MULTIPLICADORAS DE FUERZAS

FUERZA DE IMPACTO

Subgolpeador De Pesca (Bumper Sub)

El subgolpeador de pesca ha sido diseñado para proporcionar un medio de golpear, de costo relativamente bajo pero a la vez durable y apto para todo trabajo de pesca.

Fabricado de aleaciones de acero de alta calidad, tratadas al calor, esta herramienta es lo bastante fuerte para la continua operación percusora, y requiere mínimos cuidados de conservación

Subgolpeador De Pesca (Bumper Sub)


1. Usos

El sub golpeador de pesca se usa en todas las operaciones de pesca.

De ordinario se enrosca en la tubería de perforación, precisamente encima de la herramienta de pesca y/o de la junta de seguridad. A voluntad, el operario puede dar golpes hacia abajo ( descendentes ) o hacia arriba ( ascendentes ).

El sub golpeador de pescas se puede usar como “herramienta alimentadora” en el método de “peso prefijado” para el corte de tubería.

2. Funcionamiento

Cerciorase de que el sub golpeador de pesca este armado debidamente, de que todas las conexiones roscadas estén bien apretadas de que la herramienta sea del tamaño apropiado para el diámetro del pozo y la tubería de pesca con que se va a usar.

En tareas de pesca

El sub golpeador de pesca se instala en la tubería, inmediatamente encima de la herramienta pescadora o junta de seguridad. La presencia del sub percusor en la sarta de pesca facilita al operario a librar la herramienta aprisionada, en caso de ser imposible el rescate de la misma.

2.DETERMINACIÓN DEL PUNTO LIBRE O PUNTO DE RESCATE

Una vez que se ha contactado el aprisionamiento de la sarta de perforación, la primera medida a tomar es la determinación del punto a partir del cual la columna esta libre, es decir, el ¨punto libre¨.

El punto libre se lo puede obtener a través de los siguientes métodos:

Método eléctrico.

Método analítico.

METODO ELECTRICO.

Una definición muy precisa del punto libre puede ser obtenida con dispositivos electromagnéticos que son utilizados por varias compañías de servicio.

Esto consiste, esencialmente, de dos conectores electromagnéticos con una junta telescópica. Esto son bajados al pozo con cable eléctrico hasta la profundidad deseada. La corriente eléctrica causara la unión de los dos magnetos en el interior


de las paredes dela tubería. Un jalón ejercido desde la superficie, causara el estiramiento de la tubería arriba del punto atascado.

Si los magnetos están arriba del punto atascado, la distancia entre ellos se elongará. Esta elongación entre los magnetos es medida por un indicador electrónico y es transmitida hasta superficie donde es registrada. Si los magnetos están abajo del punto atascado, no ocurrirá estiramiento entre ellos. Una cuantas pruebas rápidas definen el punto libre.

METODO ANALÍTICO.

Este método utiliza las siguientes ecuaciones para determinar el punto libre :

L = Profundidad del punto a partir del cual la columna esta libre ( pies).

E = Módulo de Young ( para el acero E = 30*106 psi)

A = Área de la sección transversal del tubo ( plg2 )

e = Elongación de la columna ( plg)

F1 = Fuerza de tracción aplicada a la columna, sin medir el aumento de longitud de la columna ( lbs )

F2 = Fuerza de tracción aplicada a la columna, midiendo el aumento de longitud de la columna ( lbs )

Los valores de las áreas delos tubos de perforación, la resistencia a la tracción y la torsión son obtenidos mediante tablas. Teniendo en cuenta que dichos valores están considerado para tubería nueva. En caso de traccionar la tubería, multiplicar por los siguientes valores :

0.90 si el tubo no ha sido muy usado

0.80 si el tubo ha sido usado por un tiempo relativamente largo

0.70 en el caso de que la columna haya trabajado bastante.


L= E×A×e12×(F2−F 1)

Para determinar el punto libre, debemos tomar en cuenta que un pozo no es completamente vertical, por lo tanto, existirá fricción de las sarta con las paredes del mismo.

El procedimiento mas adecuado para obtener la elongación “e” entre las fuerzas F1 y F2 , es el siguiente :

Aplicar a la columna una fuerza “F1” que debe tener un valor mayor que el peso total de toda la herramienta, para asegurar que la misma esta a tensión.

Con esta fuerza de acción se toma una marca de referencia generalmente en el mismo sondeo al nivel de la mesa rotaria.

Aplicar una nueva fuerza ascendente “F2” mayor que “F1”, de modo que el sondeo se elonge en un valor “e” . La aplicación “F2” esta limitada en su valor no puede ser mayor que el limite elástico de los tubos, así como la del cable de perforación.

Determinar el área de la sección transversal del tubo.

Teniendo presente que en la practica no siempre es posible obtener el área de la sección transversal de los tubos, una nueva expresión fue deducida basadas en los mismos principios anteriormente expuestos, la cual es expresada de la siguiente manera :

En la ecuación de arriba los símbolos poseen los mismos significados y unidades que en las ecuaciones anteriores, pero en lugar de operar con el área de la sección transversal del tubo, operamos con el peso del acero del tubo “W”, en lbs/pie.

Para ambas ecuaciones “L” representa la longitud a partir de la cual la columna esta libre.


L=735×10−3× W×e(F2−F 1)

PESCADOR HEMBRA


SPEARS

Taper Mills


Taper Tap ó Taraja

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TEMA 9 PREVENCION Y CONTROL DE REVESTIMIENTOS

1.El equipo de seguridadEl equipo de seguridad esta situado en el antepozo, debajo de la sub-estructura; por lo cual el tamaño de esta depende del tamaño del equipo de seguridad.

El sistema de seguridad consta de las siguientes partes:• El conjunto preventor de reventones (BOP)• Esclusas o RAMs• Unidades acumuladoras• Manifold• Estranguladores• Válvulas

2.CONJUNTO PREVETOR DE REVENTONESEs tambien llamado BOP, siglas en ingles de Blow Out Preventor; este sistema consiste en un juego unico de valvulas hidraulicas muy grandes con orificios de tamaño considerable, niveles de presion altos y ademas se accionan con rapidez en forma manual, hidraulica o presentan un empaquetador asegurado en forma


permanente que se encuentra siempre cerradfo, dependiendo del tipo y modelo. Además, muchos modelos están equipados con alojamientos para cuñas.Desde el punto de vista de la operaciones para el control de pozo, la finalidad del conjunto BOP es cerrar el pozo en la eventualidad de una surgencia, e incluso garantizar a mayor flexibilidad para las operaciones siguientes.Los temas más preocupantes con respecto a las operaciones de control de pozo son algunas limitaciones inherentes al diseño o a la operación del conjunto (tales como presión, calor, espacio, economía, etc.)La organización del conjunto bopEl conjunto BOP puede armarse según distintas configuraciones. El boletín RP53 del Instituto Americano del Petroleo (API) contiene el código API para describir las configuraciones del conjunto.Los códigos recomendados de los componentes para la disposición del conjunto BOP son los siguientes:A= preventor de reventones tipo anularG= cabezal giratorioR = preventor tipo simple, con un solo juego de arietes (esclusas), ciego o de tubería, según refiera el operadorRd = preventor del tipo doble, con doble juego de arietes, colocados como prefiera el operadorRt = preventor del tipo triple, con tres juegos de esclusas, colocados como prefiera el operadorCH = conector a control remoto que conecta el cabezal del pozo o los preventores unos con otros.CL = conector de baja presión a control remoto que conecta el riser con el conjunto de BOP.S = carretel con conexiones de salida laterales para las líneas del estrangulador y control (ahogo)M = clasificación de trabajo de 1000 psi (68.95 bar).Los componentes se indican leyendo desde el fondo de la columna de preventores hacia arriba.Se puede identificar plenamente las columnas de preventores de reventones por medio de simples designaciones, como por ejemplo:15M-7-1/6” (179.39 mm)-RSRRA10M-13.5/8” (346.08 mm)-RSRRA5M-18-3/4” (476.25 mm)-RRRRAA


La primera de las columnas de preventores anteriores estaría clasificada para una presión de trabajo de 15000 psi (1034.2 bar), tendría un diámetro de 7-1/16 pulgadas (179.39 mm) y estaría arreglada a igual que el primer ejemplo en la figura abajo.Esta ilustración, de “Sistemas de Equipos de Prevención de Reventones” del API RP53, muestra tres configuraciones, pero hay varios más que son posibles en un arreglo anular con tres arietes. La consideración más importante de cómo organizar la columna es cuál parece ser el mayor peligro que se podría encontrar.A este respecto, se podrían señalar varias cosas:• Los requerimientos de la columna deberían estar basados de acuerdo a cada trabajo.• Ninguna de las tres figuras que se muestran es adecuada para bajada bajo presión (stripping) ariete a ariete según las reglas generales de stripping. Para las bajadas esclusa a esclusa, la configuración mínima es RRSRA o RRRA, si se usará la salida lateral del Preventor de Reventones para circular.• Hay un sinfín de configuraciones deseables, pero con más arietes, la columna se hace más pesada, más grande y más cara. Con menos esclusas hay menos flexibilidad y se reduce la seguridad.• El mejor arreglo para la columna es uno que es adecuado para la tarea y el área y que incluye cierto grado de seguridad.

Desde el punto de vista del control del pozo, el propósito de la columna de Preventores de Reventones (conjunto de BOP) es el de cerrar el pozo cuando ocurre una surgencia y dejar que todavía haya la mayor flexibilidad para las operaciones subsiguientes.Si esto se mantiene en mente, hay muchas posibles configuraciones de columna que son satisfactorias. Al diseñar u operar la columna, las preocupaciones críticas de las operaciones del control de pozos son algunos de los límites inherentes tales como la presión, el calor, el espacio, la parte económica, etc.


3.PREVENTORES ANULARES

Los preventores anulares, a veces llamados los preventores de bolsa, preventores esféricos o simplemente Hydrils, probablemente sean los dispositivos más versátiles para controlar la presión en el cabezal del pozo. Algunos modelos están sumamente energizados por el pozo, es decir, la presión del pozo empuja hacia arriba y provee una fuerza de sellado adicional. El preventor anular se utiliza como un sello de cierre alrededor de cualquier cosa que pueda estar en el pozo y como un cabezal de lubricación para mover o deslizar la tubería bajo presión. La mayoría de los preventores anulares modernos cierran alrededor de la junta kelly, los collares, la tubería de perforación, la sarta de trabajo, la tubería, las líneas de cables o, en una emergencia, el pozo abierto.

El preventor consiste de un elemento de empaque circular hecho de goma, un pistón, un cuerpo y un cabezal (tapa). Cuando se bombea fluido hidráulico en la cámara de cierre, ocurre una secuencia en la cual el elemento de sellado es empujado hacia adentro.Según el fabricante y el modelo, el funcionamiento interior del equipo puede variar en cuanto a cómo se obtiene ese sello, pero típicamente es por medio del movimiento vertical u horizontal del empaquetador.Es el empaquetador que está adentro del anular el que provee el sello. Los repuestos para los anulares deberían incluir el empaquetador apropiado y los elementos de sellado.



Hay muchos fabricantes con varios modelos que se usan en la actualidad, tales como el Hydril GL, GX y GK, el Cameron D y DL, y el Shaffer con tapas abulonadas y tapas de cuña. Las tres empresas ofrecen modelos de doble carcaza para las aplicaciones submarinas o cuando se necesitan dos preventores anulares en tándem y podría haber un problema con el espacio. Las presiones de operación, las características, así como también las limitaciones, variarán con los diferentes modelos y marcas. Es por esto que debería haber reguladores hidráulicos para todos los preventores anulares, para permitir que se ajuste la presión de operación cuando sea necesario.La válvula reguladora que provee la presión de cierre permitirá el flujo en ambas direcciones. Este es un detalle importante cuando se va a mover o deslizar tubería y roscas de unión a través de ella para así mantener una presión de cierre y sello constantes contra la tubería. Sin embargo, si la presión del pozo sobrepasa la presión del manifold y un sello falla, la presión del pozo puede descargarse por el regulador de la línea de cierre de vuelta acumulador de fluido.El mayor problema con el uso en el campo de varios modelos y marcas parece ser la falta de conocimiento que tiene el usuario sobre ese modelo en particular. Es una buena práctica verificar el manual del fabricante para encontrar las características correctas de la presión de operación para los distintos preventores y cuál es la presión de cierre recomendada, dada la presión del pozo y el tamaño de la tubería que se está usando. Lo más importante es que el empaquetador debe ejercer suficiente presión contra la tubería para asegurar que haya un buen sello, pero la presión no debería ser tan ajustada que el elemento de empaque se deteriore. Si no se usa la presión correcta, podría llevar a una falla temprana y la subsiguiente reposición, los cuales son costosos y llevan tiempo. En algunos casos, estas fallas pueden tener efectos desastrosos.La mayoría de preventores anulares están diseñados para una presión máxima de cierre recomendada de 1500 psi (103.42 bar), aunque algunos preventores anulares tienen una presión máxima de trabajo en la cámara de operaciones de 3000 psi (206.24 bar). La presión mínima para obtener el sello depende de varios factores tales como el tamaño del pozo, el diámetro exterior (OD) de la tubería y la presión en el pozo. En general, mientras más grande sea el tamaño del pozo y más pequeña sea la tubería, mayor es la presión de cierre que se requiere para asegurar el sello, aunque ciertos modelos tienen requerimientos muy específicos en cuanto a la presión de cierre.Por lo general, la presión regulada para un preventor anular debería ser de aproximadamente 500 a 800 psi (de 34.47 a 55.16 bar) cuando se está moviendo la tubería. El empaque de goma en el preventor anular que permite esta flexibilidad es la parte crítica del preventor y se puede destruir por medio del mal uso o el abuso. El uso de una presión de operación inapropiada (acumulador) en el preventor anular es una de las fuentes principales de abuso que causa la falla del empaque de preventor anular. Aunque el anular se cierra en múltiples tipos y formas de tuberías, se debería probar utilizando el cuerpo de la tubería de la sarta (columna) que se está usando. Hay veces en que un sello es necesario, como por ejemplo cuando cierra alrededor de una línea de cable o una junta kelly, o cuando existe la presencia de gas H2S. Se debería recordar que estas operaciones


podrían resultar en una vida reducida del elemento de empaquetado. Al usar el preventor anular, se debe hacer todos los esfuerzos posibles para utilizar la menor cantidad de presión de operación. Una presión de cierre mínima ayudará a conservar el empaquetador.Se requiere más fluido hidráulico para cerrar un preventor anular que un ariete de tubería.Entonces tomará más tiempo cerrar un preventor anular que uno tipo esclusa. Presiones de cierre elevadas no mejorarán el tiempo de cierre igual que las líneas de operación con mayores diámetros, y los accesorios y reguladores más grandes.Se puede mejorar la operación del preventor anular en el equipo por medio de observar lo siguiente:• Nunca use más presión de lo necesario en la unidad de cierre, especialmente si está moviendo tubería.• Pruebe el empaquetador cuando lo coloca en el preventor, según lo requieran las operaciones, los reglamentos estatales o federales, o las prácticas de la industria.• Verifique con el manual del fabricante para los datos operativos de los distintos modelos.

Pueden haber diferencias considerables en los datos operativos para los distintos preventores anulares.• Si se mueve la tubería por el preventor a presiones de cierre altas esto podría causar el desgaste y pronta falla del elemento de empaque.• Almacene los empaques en áreas frescas, secas y oscuras, lejos de los motores eléctricos.• Como siempre, consulte con el manual del fabricante o hable con un representante de servicio por las presiones de control apropiadas, los compuestos de la goma, los procedimientos adicionales para mover bajo presión (stripping), las limitaciones de los equipos, las pruebas o cualquier otra pregunta que pudiera tener acerca de su modelo en particular. Se debería señalar que se puede dividir (cortar) los empaquetadores para ciertos modelos de preventores anulares para permitir su retiro cuando no se puede retirar el kelly o la sarta del pozo. Hay elementos del empaque anular, ya divididos, disponibles de fábrica.Los empaquetadores previamente divididos son muy convenientes si se va a usar el preventor anular para deslizar tubería.Recuerde siempre de consultar con el manual de fabricante para el operador o hablar con unrepresentante de servicio por las presiones de control apropiadas, los compuestos de la goma, los procedimientos adicionales para el deslizamiento, las limitaciones de los equipos, las pruebas o cualquier otra pregunta que pudiera tener acerca de su modelo de preventor anular en particular.Preventores anulares con fines especificosMuchos de los fabricantes de equipos de Preventores de Reventones ofrecen una variedad de preventores del tipo anular con fines específicos. La función específica de cada uno se indica por su nombre, incluyendo cabezales giratorios, deslizadores de tubería (strippers), deslizadores de líneas de cable, deslizadores de varillas, cajas de prensaestopas y cabezas de circulación.


Este grupo de equipos permite deslizar o rotar la tubería, línea de cable o varillas de bombeo estando el pozo bajo presión. El elemento de empaque es lo suficientemente flexible como para expandir y contraer para conformarse al tamaño y la forma de la sarta que está en el pozo.Mientras se flexiona, hay que tener cuidado de asegurarse que las roscas de unión, los collares y demás conexiones se deslicen lentamente para evitar una falla prematura del elemento de empaque.Muchas veces estos preventores reemplazan al preventor anular estándar.Funcionan manual o hidráulicamente, o pueden tener un elemento de empaque permanentemente asentado y que siempre está cerrado, según el tipo y el modelo.Además, muchos modelos vienen equipados con tazón de cuñas.Cabezales /bop rotativasEl cabezal giratorio o preventor de reventones giratorio se está volviendo común en muchas áreas. Permite que la sarta gire con presión debajo de ella.Las operaciones de perforación en desbalance (con insuficiente presión hidrostática) pueden continuar con la circulación a través del manifold del estrangulador. Varios fabricantes (Williams Tools, Shaffer, Grant, etc.) tienen modelos que permiten que la sarta gire o que mantenga presiones estáticas hasta 5000 psi (344.75 bar). Dada la naturaleza giratoria de la tubería mientras está bajo presión, se deberían guardar varios elementos de empaque de repuesto en locación. En el caso de que haya una pérdida en el empaquetador, se debe considerar reponer el elemento antes de continuar con las operaciones. A presiones más elevadas, podría haber una falla repentina en el sellado del empaquetador.4.ELEMENTOS EMPAQUETADORES (PACKER)Los elementos de empaque o sellado de los preventores anulares y de arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión. PERFORACION1 80 7 de jul.Están construidos en goma de alta resistencia o materiales similares, moldeados alrededor de una serie de dedos de acero. Los dedos de acero añaden fuerza y control al estiramiento del material del empaque. El elemento del empaque puede estar hecho de una gran variedad de diferentes componentes para una variedad de usos. Los compuestos más comunes que se utilizan para elementos de empaque son las gomas naturales, el nitrilo y el neopreno. Se han formulado compuestos específicos para la tolerancia con el petróleo, frío y calor extremos, gas agrio y entornos corrosivos. Los componentes de elastómeros se deben cambiar lo antes posible después de haber estado expuestos al sulfuro de hidrógeno bajo presión.



El ariete de tubería es el preventor de reventones básico. La confiabilidad del ariete se debe en parte a su simplicidad básica y en parte a los esfuerzos que se han hecho con el diseño de la esclusa. La mayoría de los preventores de ariete se cierran con una presión de operación de 1.500 psi (103,42 bar) y esto no debe variar a no ser que las condiciones específicas o el tipo de esclusa requieren una presión o un procedimiento diferente.Los arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión. Hay muchas clases de arietes hechos a medida o especializados que han sido diseñados para ciertas aplicaciones en particular. Los arietes van desde los juegos sencillos de una sola esclusa hasta cuerpos de juegos de múltiples arietes.Los arietes sencillos podrían consistir de un vástago pulido que cierra por medio de girar manijas que están a cada lado para atornillar la esclusa hacia adentro y alrededor de la tubería.Los juegos complejos de múltiples arietes pueden estar ubicados todos juntos en un cuerpo en una carcaza, operados a control remoto por medio de presión hidráulica.Las esclusas de la mayoría de los sistemas de preventores se cierran por medio de pistones hidráulicos. El vástago del pistón sella contra el pozo por medio de un sello de labio primario instalado en la carcaza, a través del cual pasa el vástago de operaciones. Es muy importante que la presión del pozo esté sellada del cilindro de operaciones. Si la presión del pozo se desvía del sello primario y entra al cilindro de operaciones, podría forzar el ariete y abrirlo. Para evitar esto, se provee una serie de sellos secundarios y un método de detección, incluyendo aros sello apoyo, un sello de inyección de empaque de plástico y un venteo a la atmósfera. Si se nota algún fluido drenando del preventor, se debería energizar el sello secundario o el plástico auxiliar para sellar contra el vástago de pistón.Algunos sistemas de BOP a esclusas usan un eje roscado para cerrar el preventor, pero muchas veces los reglamentos exigen que los preventores de reventones operen hidráulicamente. En caso de una falla en el sistema hidráulico, la mayoría de los arietes se pueden cerrar en forma manual, a no ser que estén equipados con un sistema de cierre hidráulico. Cuando están cerrados, se pueden cerrar los arietes con sistemas de cierre hidráulicos o manuales (volante).


La mayoría de las esclusas están diseñadas para sellar contra la presión sólo del lado inferior. Esto significa que el ariete no aguantará la presión si se coloca al revés. Adicionalmente, tampoco se puede hacer una prueba de presión desde el lado superior.Por lo tanto, al instalar el conjunto hay que tener cuidado de asegurarse de que está en la posición correcta. El nombre del fabricante debe estar puesto correctamente y los entradas de circulación o salidas deben estar ubicados debajo del ariete.Cuando cambian los empaques en los arietes, recuerde que la mayoría de los problemas surgen porque no se cierra y se sella correctamente el bonete o el sello de compuerta. Es una buena práctica inspeccionar y reponer estos sellos según sea necesario cada vez que se cambian los arietes o se abren las compuertas. Se debería guardar en locación un juego de arietes para tuberías y elementos para el sellado de las esclusas para cada uno de los tamaños de tubería que usan, así como también, juegos completos de sellos de bonetes o de compuertas para cada tamaño y tipo de preventor de reventones tipo ariete que usan. También se debería tener a mano el empaque de plástico para los sellos secundarios.Tipos de arietesArietes para tuberia

Las esclusas para tubería están diseñadas para cerrar alrededor de una tubería. La fuerza básica y limitación principal de un ariete para tubería es el recortado del bloque de la esclusa. El preventor de reventones tipo ariete es un bloque de acero cortado para encajar con el tamaño de la tubería alrededor de la cual se cerrará. La intención es que el recorte cierre y provea un buen sello alrededor de un diámetro o tamaño de tubería en particular. Hay una goma de empaquetado auto alimentable en el recorte, que sella el ariete alrededor de la tubería. Otra goma de empaque auto alimentable (el CLEIDY NAHOMY ZURITA ALDANA PERFORACION1 82 7 de jul.


sello superior) en la parte superior del ariete sella hacia arriba contra la parte superior de la abertura del ariete en el cuerpo del preventor para sellar el espacio anular contra la presión.La mayoría de los arietes tienen guías para centrar la tubería. El troquelado (recorte) del bloque del ariete se encaja bien con el tamaño de la tubería. Mientras que el ariete cerrará alrededor de una tubería que tiene un pequeño ahusamiento, no se cerrará alrededor de la rosca de unión sin aplastar la unión o dañar la cara del ariete. Se debe tener cuidado especial cuando está cerrando la esclusa cerca de una rosca de unión, especialmente cuando trabaja con tubería de aluminio, cuyo ahusamiento es más grande que el de la tubería de acero.Arietes ciegos

arietes ciego son un ariete especial que no tiene un recorte para la tubería en el cuerpo de la esclusa. Los arietes ciegos tienen elementos de empaque grandes y se hacen para cerrar sin que haya tubería en el pozo. Al probarlos, deben estar presurizados a la clasificación plena.Arietes de corte


Las esclusas de corte son otro tipo de ariete, pero con hojas especiales para cortar tubulares (tubería, tubería de perforación, collares -portamechas-, etc.). Quizás haya que usar presiones reguladas más altas que las normales y/o usar reforzadores hidráulicos, según el tipo de ariete cortador y el tubular que se va a cortar. Los arietes cortadores tienen tolerancias de cierre pequeñas. Cuando se cierran para probar su funcionamiento, no se deben cerrar de golpe con alta presión, sino que hay que cerrarlas con una presión de operación reducida de aproximadamente 200 psi (13.79 bar).Cuando se prueban los arietes cortadores a presión, el empaquetador se estira el empaquetador en los arietes cortadores es pequeño, se pueden realizar muy pocas pruebas de presión y, a la vez, mantener un empaquetador que se pueda usar. No haga más pruebas de presión en los arietes cortadores de las que sean necesarias.Arietes ciegos / cortadores


Los arietes ciegos / cortadores combinan tanto la capacidad ciega o de cerrar el pozo abierto como la capacidad de cortar.Éstos ofrecen la ventaja de cortar la tubería y sellar el pozo abierto después de cortar la tubería. Otra ventaja de los arietes ciegos / cortadores es la ventaja del espacio que se ahorra al usar un solo juego para hacer el trabajo tanto de los arietes ciegos, como de los arietes cortadores.Arietes de diametro variable


Las esclusas de diámetro variable (VBR) sellan varios tamaños de tubería y, según el tipo de VBR, un vástago kelly hexagonal. También pueden servir como el ariete principal para un tamaño de tubería y el ariete de soporte para otro tamaño. Los arietes de diámetros variables también se pueden usar en los pozos que tienen sartas ahusadas, donde el espacio es una preocupación. Además, un juego de arietes de diámetros variables en un preventor podría ahorrar un viaje de ida y vuelta del conjunto de BOP submarina. Esto se debe a que no hace falta cambiar las esclusas cuando se usan sartas de tuberías de diferentes diámetros. En un tipo de VBR, el empaque contiene insertos de acero de refuerzo, que son similares a aquellos que están en el empaquetador del anular. Estos insertos giran hacia adentro cuando se cierran los arietes, haciendo que el acero provea el soporte para la goma que sella contra la tubería. En las pruebas de fatiga estándar, los empaquetadores de diámetro variable rindieron comparablemente con las empaquetaduras de esclusas de tubería. Los arietes de diámetros variables son adecuados para usar donde hay H2S. Otro tipo de VBR consiste de varias placas troqueladas pequeñas para tubería que se deslizan hacia afuera de una tubería de tamaño mayor hasta que el troquelado correcto se encierra alrededor de la tubería. Se colocan elementos de sellado entre cada placa para efectuar un sello.

5.SISTEMAS DE CIERRE ACUMULADOR

Los preventores de reventones para la perforación rotativa datan desde los inicios de este siglo. Sin embargo, recién fue en los años de los 50 que hubieron buenos métodos para cerrar los preventores. Las unidades más antiguas de los preventores de reventones usaban un sistema de eje roscado manual. Todavía se usan algunos sistemas de cierre manuales en los equipos pequeños. Durante el inicio de una surgencia, es esencial cerrar el pozo rápidamente para mantener el amago de reventón (surgencia) pequeño. Generalmente los sistemas que funcionan manualmente son más lentos que las unidades hidráulicas y pueden llevar a volúmenes de influjo mayores.


Se han probado las bombas de fluidos, aire del equipo y unidades con bombas hidráulicas y ninguno fue satisfactorio. Los acumuladores hidráulicos son los primeros sistemas que han resultado ser satisfactorios.El acumulador provee una manera rápida, confiable y práctica para cerrar los preventores cuando ocurre un amago de reventón (surgencia). Debido a la importancia de la confiabilidad, los sistemas de cierre tienen bombas adicionales y un volumen excesivo de fluido además de los sistemas alternativos o de apoyo. Las bombas de aire / eléctricas se conectan para recargar la unidad automáticamente a medida que disminuye la presión en el botellón del acumulador.

El sistema estándar de los equipos utiliza un fluido de control de aceite hidráulico o una mezcla de productos químicos y agua guardados en botellas de acumuladores de 3.000 psi (206,84 bar).Se guarda suficiente fluido para usar bajo presión para que todos los componentes de la columna puedan funcionar con presión, junto con una reserva para seguridad.En aquellos ambientes que son extremadamente fríos, se debe tener cuidado de no dejar que la temperatura del núcleo del acumulador caiga por debajo del punto de congelamiento. Los elementos de goma que están adentro, tales como las vejigas, se tornarán quebradizos y pueden reventar.Se debería hacer el mantenimiento del sistema básico del acumulador por lo menos cada 30 días o en cada pozo (el que ocurra primero). La siguiente programación de 30 días es una guía, pero quizás no sea suficiente para algunas operaciones. Hay que verificar lo siguiente durante el mantenimiento operativo del paquete maestro del acumulador.

6.FLUIDO DE CARGA DEL ACUMULADOR

El fluido que se usa en el acumulador debería ser un lubricante que no sea corrosivo ni que


forme espuma, que no debería ni ablandar los elementos de sellado de goma ni hacer que sevuelvan quebradizos. Debería ser resistente al fuego y al clima. El aceite hidráulico cumple con estos requerimientos. También es satisfactoria una mezcla de agua dulce y aceite soluble (con glicol etílico para climas frías y compuestos contra el hervor para temperaturas elevadas). El aceite soluble con agua es más barato y no es considerado un contaminante, entonces se prefiere éste antes que el aceite hidráulico. En climas cálidos podrían acumularse bacterias, algas y hongos en el sistema. Se deberían agregar productos químicos (bactericidas, fungicidas, etc.) para evitar este crecimiento y de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. Los aceites inapropiados / aguas corrosivas dañarán el acumulador y los elementos de cierre de la columna del preventor de reventones.

Precarga del nitrógeno

Un elemento importante del acumulador es la precarga de nitrógeno de 1000 psi (68.95 bar)en el botellón. Si los botellones pierden su carga por completo, no se puede guardar ningún fluido adicional bajo presión.Mantenga los botellones cerca de su presión de precarga operativa de 1000psi (68.95 bar). El nitrógeno tiene la tendencia de fugarse o perderse con el tiempo. La pérdida varía con cada botellón pero se debería inspeccionar cada botellón en el banco y registrar su precarga cada 30 días, o cada pozo, lo que ocurra primero, utilizando el siguiente procedimiento:1. Cierre el aire que va a las bombas de aire y la energía que va a la bomba eléctrica.2. Cierre la válvula de cierre del acumulador.3. Abra de válvula de purga y purgue el fluido de nuevo al reservorio principal.4. La válvula de purga debería permanecer abierta hasta que se haya inspeccionado la precarga.5. Retire el protector de la válvula de precarga de la botella del acumulador. atornille el ensamble del manómetro. Abra la válvula de la precarga del acumulador desatornillando la manija en T.Verifique la presión de la precarga. La lectura en el manómetro debería ser de 1000 psi (68.95 bar) o dentro del rango entre 900 a 1100 psi [62.05 a 75.84 bar]). Si está alta, purgue la presión excesiva si está baja, recargue con nitrógeno hasta la presión correcta. Cierre la válvula de precarga por medio de atornillar la barra en T, retire el ensamble del manómetro. Vuelva a conectar el protector.6. Abra la válvula de cierre del acumulador.7. Abra el aire y la energía. La unidad debería recargar automáticamente.Este procedimiento es para una unidad de cierre normal. Hay algunas variaciones con equipos u operaciones especializados. Por ejemplo, en las columnas de los preventores submarinos, los botellones podrían estar en la columna. La precarga en estas botellas en aguas profundas es la presión hidrostática calculada para el agua de mar más 1000 psi (68,95 bar), más un margen de seguridad para


filtraciones o temperatura. Las botellas de alta presión evitan su ruptura cuando se precargan en la superficie.

7.MANIFOLD DE AHOGO

El propósito del manifold es el de proveer un método de circulación desde la columna del preventor de reventones bajo una presión controlada. El manifold provee rutas alternativas para que se puedan cambiar o reparar los estranguladores y las válvulas. El boletín API RP-53 3.A.3 provee una descripción del manifold del estrangulador y las prácticas recomendadas para su planificación e instalación. Las recomendaciones incluyen:• Los equipos del manifold que están sometidos a la presión del pozo y/o de la bomba (generalmente están aguas arriba de los estranguladores e incluyéndolos) deberían tener una presión de trabajo que sea al menos igual a la presión de trabajo de los preventores de reventones que se están usando. Se deben probar estos equipos cuando se instalan a presiones que sean igual a la presión de trabajo de la clasificación de la columna del preventor de reventones que está en uso.• Los componentes deberían cumplir con las especificaciones aplicables de API para acomodarse a la presión, temperatura, abrasividad, corrosividad anticipada para los fluidos de la formación y los fluidos de perforación.


• Para las presiones de trabajo de 3M (206.84 bar) y más, sólo se deberían usar conexiones embridadas, soldadas o engrampadas con los componentes sometidos a la presión del pozo.• Se debería colocar el manifold del estrangulador en un lugar accesible, preferentemente afuera de la subestructura del equipo.• La línea del estrangulador (que conecta la columna del preventor de reventones con el manifold del estrangulador) y las líneas aguas abajo del estrangulador:1. Debería ser lo más recta posible que sea práctico; si se requiere algún codo, debería ser orientado específicamente.2. Debería estar firmemente anclada para evitar excesivos movimientos o vibraciones.3. Debería tener un diámetro de suficiente tamaño para evitar una erosión excesiva o fricción de fluidos.

1. El tamaño mínimo recomendado para las líneas del estrangulador es de 3” (76.2 mm) de diámetro nominal (los diámetros nominales de 2” [50.8 mm] son aceptables para las instalaciones de Clase 2M [137.89 bar]).2. El tamaño mínimo recomendado para las líneas de venteo aguas abajo de los estranguladores es de 2” (50.8 mm) dediámetro nominal.3. Para volúmenes elevados y operaciones de perforación con aire / gas, se recomiendan líneas de 4” (101.6 mm) de diámetro nominal o más grandes.• Debería proveer rutas alternativas de flujo y quema aguas abajo de la línea del estrangulador para que se puedan aislar las piezas erosionadas, taponadas o que funcionan mal para ser reparadas sin interrumpir el control del flujo.• Debería considerar las propiedades para bajas temperaturas de los materiales utilizados en las instalaciones que estarán expuestos a temperaturas inusitadamente bajas.• La línea de purga (la línea de venteo que se desvía de los estranguladores) debería ser por lo menos igual en diámetro que la línea del estrangulador.

Esta línea permite que el pozo circule con los preventores cerrados mientras que mantiene un mínimo de contrapresión. También permite un alto volumen de purga de los fluidos del pozo para aliviar la presión de la tubería de revestimiento estando los preventores cerrados.• Aunque no se muestra en las ilustraciones de los equipos típicos, los tanques de mortiguación (colectores) a veces se instalan aguas abajo de los ensambles de estranguladores para manipular las líneas de purga juntas. Cuando se usan colectores, se deberían tomar las previsiones para aislar una falla o malfuncionamiento sin interrumpir el control del flujo.• Se deberían instalar medidores de presión que sean adecuados para servicio con fluidos abrasivos para que se puedan supervisar con exactitud las presiones en la tubería o la tubería de perforación y el espacio anular y que sean fácilmente visibles en la estación donde se realizarán las operaciones de control del pozo.• Todas las válvulas del manifold del estrangulador que están sometidos a erosión al controlar el pozo deberían ser de paso total (apertura plena) y estar diseñadas para operar con gas de alta presión y fluidos abrasivos. Se recomienda usar dos


válvulas de abertura plena entre la columna del preventor de reventones y la línea del estrangulador en las instalaciones con presiones de trabajo clasificadas en 3M 8206.84 bar) y más.• Para aquellas instalaciones clasificadas para presiones de trabajo de 5M (344.74 bar) y más, se recomienda lo siguiente:1. Una de las válvulas en el párrafo anterior debería ser accionada a distancia.2. Se deberían instalar dos válvulas inmediatamente aguas arriba de cada estrangulador.3. Se debería instalar por lo menos un estrangulador remoto. Si se anticipa que se utilizará este estrangulador por tiempo prolongado, se debería usar un segundo estrangulador remoto.• Todos los estranguladores, válvulas y tubería debería estar clasificados para servicio con H2S.

8.ESTRANGULADORES

El estrangulador controla el caudal de flujo de los fluidos. Al restringir el fluido a través de unorificio, se coloca fricción o contrapresión en el sistema, permitiendo controlar el caudal del flujo y la presión del pozo.Los estranguladores para controlar pozos tienen un diseño diferente que los estranguladores para la producción de gas y petróleo. En general, el estrangulador de producción no es adecuado para controlar un pozo. Se usan estranguladores que se pueden ajustar manualmente para algunas aplicaciones de control de pozos, pero la mayoría de las operaciones a presión usan estranguladores ajustables a distancia.Estranguladores fijosLos estranguladores fijos (porta orificios) generalmente tienen un cuerpo de estrangulador en línea para permitir la instalación o cambio del tubo reductor del estrangulador con un orificio de cierto tamaño.Estranguladores ajustables:Se pueden operar los estranguladores ajustables manual o remotamente para ajustar el tamaño del orificio.Estranguladores ajustables manuales


Este es el tipo básico de estrangulador. Tiene una barra ahusada y un asiento. A medida que la barra se acerca más al área de asiento, hay menos distancia libre y más restricciones para el fluido que pasa por ella, produciendo más contrapresión en el pozo.A menudo este tipo de estrangulador es el equipo para controlar pozos al cual menos atención se le presta. Sirve como el estrangulador de apoyo y muchas veces como el estrangulador primario en las operaciones. Se debería tener cuidado de lubricar, operar y probar este equipo vital regular y correctamente, de acuerdo con las pautas de los cuerpos estatales o federales o gubernamentales.

EXTRANGULADORES AJUSTABLES REMOTOS


Los estranguladores ajustables remotos son los estranguladores preferidos en las operaciones de perforación y para trabajos relacionados con presión. Proveen la capacidad de supervisar las presiones, las emboladas y controlar la posición del estrangulador, todo desde una sola consola. Los dos fabricantes más comunes son Cameron y Swaco..Por lo general el estrangulador de Cameron está disponible con rangos de operación entre 5000 a 15000 psi (344.74 a 1034.21 bar). Están compensados (especificados) para trabajar con H2S. El estrangulador utiliza una barra que entra y sale de una puerta (asiento) de estrangulación ahusada.En su uso general, a su apertura plena cuando la barra está completamente salida de la puerta, provee una apertura de 2” (50.8 mm). El mecanismo de operación es un cilindro de doble acción que opera con la presión hidráulica de la consola del estrangulador. Varios fabricantes proveen estranguladores que tienen esencialmente el mismo diseño que el estrangulador Cameron.El “Súper Estrangulador” de Swaco normalmente está disponible en rangos de operación entre 10000 psi (689.47 bar) y 15000 psi (1034.21 bar).El estrangulador de 10000 psi (689.47 bar) está disponible con especificación normal y para H2S. El estrangulador utiliza dos placas solapadas de carburo de tungsteno, cada una con una apertura de media luna, que se mueven alineándose o no. La apertura plena, cuando las dos media lunas están en línea, produce una apertura de un poco menos del área de un tubo reductor de inserción completo para estrangulador de 2” (50.8 mm). El estrangulador cierra y sella bien ajustado para actuar como una válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de cilindros de doble acción que operan un piñón y cremallera que hacen girar la placa superior del estrangulador. El aire del equipo de perforación que energiza el panel del estrangulador provee la presión hidráulica. Ambos estranguladores tienen paneles de operación que incluyen la posición del estrangulador, contadores de golpes (emboladas) y/o volumen, medidores de presión de la tubería vertical (stand pipe) /tubing y la tubería de revestimiento, una válvula de posicionamiento, una bomba para operaciones hidráulicas y un interruptor para prender-apagar (dar potencia). Ambos tipos de estranguladores son buenos en operaciones de control de pozos. Las limitaciones básicas comunes en ambos tipos es que rara vez se utilizan y tienden a congelarse, perder la presión del manómetro y estén desconectados los contadores de la bomba. Se puede resolver todos estos problemas por medio de operar el estrangulador en cada turno y correr una verificación semanal del funcionamiento y operación del panel del estrangulador.

9.VALVULAS DE SEGURIDAD Y FLOTADORAS

Un método para cerrar la sarta es una parte básica del equipo para controlar el pozo. Los equipos para cerrar la tubería o la tubería de perforación incluyen las válvulas de seguridad, las flotadoras y los preventores de reventones interiores. Estos equipos los manejan la cuadrilla de la plataforma. Es esencial que el perforador y el jefe de equipo se aseguren que la cuadrilla entiende las reglas para la operación y el mantenimiento de estos equipos esenciales.


Valvula superior del vastagoLa válvula superior del vástago (kelly cock superior) es una parte estándar del conjunto de la junta superior del kelly. La figura abajo muestra una válvula superior OMSCO que tiene una válvula integral de sentido único. Otras válvulas superiores son simplemente válvulas tipo esfera, charnela o tapón. El propósito básico de la válvula superior es el de proteger a la manguera de perforación, la cabeza giratoria y el equipamiento de superficie de las altas presiones del pozo. Generalmente se prueba con presión cuando se prueba la columna. Hay un mantenimiento limitado en la válvula superior.

Valvula inferior del vástago

La válvula inferior del vástago (kelly cock inferior) es una válvula que abre completamente, apoyando la válvula superior. Permite que se retire el vástago cuando la presión en la sarta es mayor que la clasificación de los equipos de superficie. Una práctica común es la de usar la válvula inferior como una válvula para ahorrar fluido o lodo. El uso continuo de la válvula inferior tiene su ventajas y desventajas. La válvula se opera en cada conexión entonces se mantiene libre y en condiciones de operación. La cuadrilla aprende cómo operar la válvula y la manija se mantiene cerca (disponible).Por otra parte, el uso repetido de esta válvula de esfera para este fin puede reducir su vida operativa.Algunos equipos han informado acerca del engrane de las roscas de la válvula a raíz del continuo armado y desarmado. Se puede eliminar el engrane a través del uso de un sustituto de unión. Se deberían inspeccionar las roscas semanalmente con un medidor de roscas para ver si hay alguna señal de estiramiento. Además, se debe hacer una inspección visual para ver si hay engranamiento.

Valvulas de seguridad de apertura completa


Además de las válvulas en la junta kelly, se requiere mantener otra válvula de seguridad de apertura plena en la plataforma (piso) del equipo. Si ocurre una surgencia durante una maniobra, hay que instalar esta válvula de inmediato. Manténgala en un lugar donde esté a mano. Debe estar en posición abierta y la manija para cerrarla tiene que estar en un lugar visible, a fácil disposición de la cuadrilla. Si se usa una sarta combinada, o se está corriendo una tubería de revestimiento (entubando), entonces debe haber una reducción en la conexión de la válvula u otra válvula con las roscas de conexión apropiadas. La válvula de seguridad o de conexión, comúnmente llamada una válvula de piso, héroe o TIW, es una válvula de esfera de apertura plena. La válvula de conexión debe ser lo suficientemente liviana como para que la cuadrilla la pueda levantar, o se deben tomar la provisiones para que se pueda levantar con un elevador neumático o sistema de contrapeso. En la CLEIDY NAHOMY ZURITA ALDANA PERFORACION1 92 7 de jul.


válvula también se puede instalar una manija removible en un buen punto de contrapeso para que se pueda manejar con facilidad.Las válvulas de conexión requieren muy poco mantenimiento, pero a igual que los estranguladores que rara vez se usan, necesitan ser operadas al menos una vez por semana para evitar que se congelen. El uso de sustitutos de reducción (para poder usar la válvula de conexión básica con diferentes tamaños de tubería) puede hacer que la válvula de conexión sea pesada, torpe y difícil de conectar.Preventor de reventones (bop) interior

El preventor de reventones interior (llamado a veces una válvula Grey) es una válvula de contrapresión o válvula antirretorno. Es una válvula de sentido único


que opera a resorte que se puede trabar en posición abierta con una varilla de traba que se puede retirar. Su uso principal es para entrar al pozo bajo presión. La BOP interior permite circular el pozo, pero evita que la presión o el flujo regrese a la sarta. Es una herramienta sencilla y confiable, pero dado que no abre plenamente, el diámetro interior de la sarta queda limitado. Debido a su diseño, no se pueden correr las herramientas de los cables / alambre a través de él, entonces hay algo de renuencia para usar el preventor de reventones interior a menos que sea necesario. No se debería usar el BOP interior para conectar en tubing o tubería de perforación que está fluyendo a pesar del término común de preventor de reventones interior. Si es necesario, se puede conectar después de detener el flujo con una válvula de seguridad. Debería haber siempre una en posición abierta en el piso del equipo en todo momento.Valvulas de contrapresión

Muchos dispositivos pueden ser clasificados como válvulas de contrapresión. Las flotadoras, BOP interiores, las válvulas de contrapresión y las válvulas antirretorno actúan todas de manera similar para evitar que el flujo y la presión suban por la sarta. Estos dispositivos se utilizan en tales actividades como bajada bajo presión (stripping), la inserción contra presión (snubbing) y los trabajos con presión. En


algunos casos se podrían necesitar para toda la operación de perforación, según la política de la empresa o del operador. La válvula flotadora estándar, colocada justo encima del trépano, protege a la sarta del contraflujo o reventones interiores. Las dos flotadoras más comunes son de pistón a resortes (émbolo) y de charnela. Las del tipo émbolo son confiables, pero no abren plenamente. Ambos flotadores están disponibles en modelos de pestillo abierto para correr en el pozo con la válvula en posición abierta.El flujo que baja por la sarta liberará el pestillo y la válvula regresará a su modo de vía única. Si se harán estudios durante las operaciones de perforación, se debe instalar la herramienta para recibir el estudio encima del flotador y evitar que el instrumento del estudio quede atascado o pegado en el flotador.Algunos flotadores tienen puertas. Esto se refiere a uno o más agujeros pequeños que se perforan en el flotador para que se pueda determinar la presión debajo del mismo. Se debería notar que se taponan fácilmente y a veces son lavadas.10.EQUIPAMIENTO ESPECIALINDICADOR DE RETORNO DE LODO (SENSOR DE LA LINEA DE FLUJO)En términos de los equipos para detectar los amagos de reventón (surgencias), el indicador de retorno probablemente sea el equipamiento más importante que se usa. Por lo general el indicador de retorno de lodo es una paleta en la línea de flujo.La paleta que está en la línea de flujo informa el flujo del fluido en la línea. Esta señal se envía a la consola del perforador, donde es comunicada como un porcentaje de flujo (% flujo) o galones por minuto (litros por minuto en el sistema métrico). En la mayoría de las operaciones, un cambio relativo en la tendencia establecida es un indicador de un potencial peligro. Entonces es sumamente importante que se detecte cualquier cambio en el flujo. Si ocurre una surgencia del pozo, algo ha entrado en él. Esto empujará el fluido afuera de la línea de flujo, indicado como un incremento en el flujo.El funcionamiento y mantenimiento básico de un sensor de flujo es observar si opera cuando se prende y se apaga la bomba. Se debe cambiar la tasa (régimen) de bombeo para ver si el sensor de flujo informa el cambio. Los sensores de flujo se atascan con facilidad, por tanto, hay que inspeccionarlos a menudo para asegurar que tengan su rango completo de movimiento. No funcionan bien en líneas de flujo planas o llenas al ras.

PILETAS O TANQUES

La función de un sistema de piletas o tanques interconectados entre sí es la de guardar, tratar o mezclar los fluidos para su circulación o almacenamiento. Se debe determinar el volumen de las piletas para cada trabajo en particular y deberían haber suficientes tanques a mano. Es normal que se usen varias piletas o tanques y el fluido puede ser enviado por canaletas que se interconectan con el sistema de piletas, por las líneas de nivelación de tanque a tanque, o utilizando manifolds de circulación / mezcla. El primer tanque desde la línea de flujo es generalmente una trampa de arena o tanque de asentamiento para evitar que la arena o partículas sólidas no deseadas entren en los principales tanques de


mezcla, circulación y succión. Se deben organizar las piletas para maximizar el efecto desgasificador de estos equipos.Las piletas con la succión y descarga del desgasificador no deberían permitir que el fluido fluya por la canaleta hasta el tanque siguiente. Estas canaletas deberían estar cerradas y se debe abrir el caño nivelador en la parte inferior. De esta manera, el lodo cortado por gas, más liviano, que flota en la parte superior, no fluirá a los tanques de circulación y mezcla. El mismo principio se aplica también para los tanques de mezcla y succión.

DETECTOR DE GAS

Los detectores de gas que están en los equipos se utilizan para advertir al personal de un incremento en el flujo que sale del pozo y las áreas de concentración de gas en lugares donde podría ocurrir una explosión o incendio. Otros tipos de detectores de gas se colocan en áreas donde se pueden acumular gases tóxicos, tales como H2S, y causar daño al personal. Se deben probar los detectores de gas regularmente con una fuente de gas aprobada. Hay que soplar las líneas de venteo periódicamente para quitar los gases viejos o atrapados. Se debe realizar el mantenimiento de acuerdo con las especificaciones del fabricante. Algunos problemas obvios con los detectores de gas son las líneas rotas o taponadas o que los cabezales de detección están sucios. Si las alarmas se colocan solamente en la unidad de registro de lodo, entonces hay que tener un empleado en esta unidad las 24 horas al día.

MANOMETROS

En la mayoría de las operaciones de la industria petrolera, la medición de la presión es de suma importancia. La presión de la bomba, el estrangulador y de cierre se pueden medir en varios lugares.Los manómetros que se usan para medir la presión de la bomba o de circulación incluyen el manómetro del tubo vertical (stand pipe), que generalmente está montado en el tubo vertical en la plataforma del equipo. Podría estar montado en otra posición si el perforador lo puede leer fácilmente.Los manómetros de la tubería de perforación o del tubing generalmente están montados en la consola del perforador y en el panel del estrangulador remoto. El perforador utiliza el manómetro que está ubicado en su panel en condiciones normales de perforación o circulación. Pero cuando se registran tasas de bombeo lentas (caudales de ahogo), durante las actividades para controlar un pozo y las pruebas de sensibilidad de presión, generalmente se usa el manómetro en el panel de estrangulador remoto debido a su precisión.

Sistema de Seguridad BOP


CONTROL DE POZOS

En los siguientes días señalaremos los componentes principales de un equipo de perforación rotaria.

- Sistema de BOP- Sistema de Izaje- Sistema de Rotación- Sistema de Circulación- Sistema de Potencia

EQUIPOS Y ACCESORIOS DE CONTROL DE POZOS

Es la tecnología concentrada en el mantenimiento de la presión en formaciones abiertas (es decir expuesta a la boca del pozo) para prevenir o dirigir el flujo de formación de fluidos hacia la boca del pozo. Esta tecnología abarca la valoración de la formación de las presiones de fluido, la resistencia de las formaciones en el subsuelo y el uso de revestimiento y densidad del lodo para compensar aquellas presiones de una manera previsible. También se incluyen procedimientos operacionales para que el pozo deje de fluir si ocurriera una afluencia de formación de fluido Para efectuar procedimientos de control de pozo, se instalarán válvulas grandes en la parte alta del pozo para permitir al personal del emplazamiento del pozo, cerrarlo si fuera necesario.

LOS PREVENTORES DE REVENTONES:Son equipos que se utilizan para cerrar el pozo y permitir que la cuadrilla controle un cabeceo o arremetida antes de que ocurra un reventón. Existen dos tipos básicos de preventores: anular y de ariete.

Los Preventores Anulares:Poseen un elemento de goma que sella al cuadrante, la sarta de perforación, los portamechas o al hoyo mismo si no existiere sarta en el hoyo.


Preventores de Ariete: Consisten de grandes válvulas de acero (arietes) que tienen elementos de goma que sirven de sello.

Preventores de Ariete Ciego: Se utiliza para sellar un hoyo abierto.

Preventores de Corte o Cizallamiento:Permiten cortar la tubería de perforación en el caso de que los otros preventores fallen, y así podes cerrar el pozo en el caso de una arremetida.

LOS ESTRANGULADORES:Son válvulas que pueden abrirse o cerrarse completamente, existen muchísimas posiciones entre los dos extremos para circular la arremetida hacia fuera y bombear lodo nuevo hacia el hoyo. A medida que el influjo va saliendo del hoyo, se va reduciendo la apertura del estrangulador a posiciones que mantienen la suficiente presión para permitir que salga el influjo y lodo, pero no permite que salga mas fluido de perforación.

ACUMULADOR:


Son varios recipientes en forma de botella o esféricos están localizados en la unidad de operaciones y es allí donde se guarda el fluido hidráulico. Posee líneas de alta presión que llevan el fluido hidráulico a los preventores y cuando las válvulas se activan, el fluido causa que los preventores actúen. Ya que los preventores se deben poder sellar rápidamente cuado es necesario, el fluido hidráulico se tiene que poner bajo 1.500 a 3.000 psi de presión utilizando el gas nitrógeno contenido en los recipientes.

EL SEPARADOR DE LODO Y GAS:Es una pieza esencial en una instalación para poder controlar una arremetida de gas. Este equipo permite restaurar el lodo que sale del pozo mientras ocurre un cabeceo y así que se puede separar el gas y quemarlo a una distancia segura de la instalación. Interiormente esta constituido por deflectores que hacen que cantidades de lodo y gas se muevan más despacio y un arreglo en forma de “S” en el fondo permiten que el lodo fluya hacia el tanque del vibrador mientras mantiene el gas por encima del lodo. El tubo de descarga en la parte superior permite que el gas se queme sin hacer mucha presión en le lodo.

DESGASIFICADOR:Permite la separación continua de pequeñas cantidades de gas presentes en lodo para evitar la reducción de la densidad del mismo, la eficiencia de la bomba del lodo y la Presión hidrostática ejercida por la columna del lodo.

LAS LÍNEAS DE MATAR:Van desde la bomba del lodo al conjunto de válvulas de seguridad, conectándose a estas en el lado opuesto a las líneas de estrangulación. A través de esa línea se bombea lodo pesado al pozo hasta que la presión se haya restaurado, lo cual ocurre cuando se ejerce suficiente presión hidrostática contra las paredes del hoyo para prevenir cualquier irrupción de fluido al pozo.


EL TANQUE DE VIAJE: Es una estructura metálica utilizada con la finalidad de contabilizar el volumen de lodo en el hoyo durante los viajes de tuberías; permiten detectar si la sarta de perforación esta desplazando o manteniendo el volumen dentro de hoyo cuando se meta o se saque la tubería del mismo. Posee una escala graduada que facilita la medición más exacta de estos volúmenes. .


TEMA 10

LINER CLASIFICACIÓN

1.INTRODUCCIÓN.

En las operaciones de perforación el empleo de liners es muy común por motivos economicos, operaciones especiales, remediaciones, etc.

Los liners son secciones de tuberías que se bajan al pozo mediante una sistema de herramientas anclaje y empaque.

Lo mas importante en la cementación de liners es el diseño hidráulico y la operación de anclaje.

Tipos de liners.

Los principales tipos de liners son los siguientes:

- Liner de Producción : su función es soportar la formación y aislar la comunicación entre capas

- Liner Intermedio : Empleado para cubrir zonas de problematicas de alta presión.

- Tie Back Liner : Su función es evitar posibles perdidas de fluido producido o surgencias de fluidos no deseados.

- Liner de Reparación : Normalmente cortos, se colocan dentro de los casing para reparar roturas u orificios producidos por fallas mecánicas.

2.EQUIPOS DE LINERS


Un sistema tipico de anclaje y empaque de liners esta conformado por los siguientes elementos:

- Zapato flotador.

- Collar Flotador.

- Landing Collar.

- Dardo.

- Cabeza de Cementación.

- Colgador de Liner.

- Setting tool.

- Wipper Plug.

- Packer.



Zapato Flotador.

Se ubica en el fondo del liner (unido a la primer pieza de cañería), Contiene una valvula de chequeo para prevenir el retorno de cemento.

Collar Flotador.

Son secciónes pequeñas ( 60 cm. Aproximadamente) de concreto y goma especial que se emplean para chequear el retorno de lechada y prevenir y organizar que el cemento no re-entre al liner luego del desplazamiento.

Dardo.

Es una pieza de goma especial y aluminio que empuja al wipper plug hasta el landing collar para proporcionar el adecuado sello entre el interior del liner y el espacio anular , prevenir una reinvación del cemento.


Cabeza de Cementación.


Es una manifold de valvulas, que se conecta a la ultima pieza de cañería , en el caso de liners al sondeo con el que se baja el colgador. Permite la circulación del cemento desde el camión hasta el pozo.

Landing Collar.

Es una pieza de cañería que internamente contiene concreto y un orificio de flujo.

Su función es la de recibir y sellar al wipper plug, así previene el movimiento de este hacia arriba si una válvula de chequeo falla.

Esta herramienta se instala en el tope del liner. Se clasifican por el método usado para fijar las mordazas. Las dos clasificaciones de colgador de liner son : mecánico e hidráulico.


Setting Tool (Herramienta Fijadora).

Provee la conexión entre la barra de sondeo y el liner. Copas de pistoneo adheridas al caño cola o un elemento de goma para sellar y un caño slick(pulido) estan insertados en liner para proveer un sello entre el setting tool y el liner, luego que el liner haya sido suspendido del golgador y librado el setting tool.

Wipper Plug.


Puede ser agregado al final del caño cola . La selección del adecuado esfuerzo de corte del pin para librar el wipperplug es muy importante para prevenir un prematuro corte y que se libere el tapón.

Es muy importante cuando se utilizen lechadas de alta densidad.

Tipos de Packers Para Liners.

Pueden ser instalados al tope de los liners para sellar entre el liner y la cañería. Los elementos sellantes pueden ser de goma o plomo o una combinación de ambos.

El packer puede ser bajado como una parte integral del colgador de liner y fijado por la manipulación de la herramienta de bajada del liner. Este tipo de liners debe ser considerado solo cuando el espacio entre el liner y la cañería permitira circular a las velocidades deseadas sin un incremento elevado en la presión de fricción.

Los tipos principales son:

Tie – back Packers:

No son expuestos a daños potenciales de circulación y han sido exitosamente utilizados para controlar perdidas de gas alrederdor del tope del liner.

Los packers externos han sido usados en liners para aislar entre zonas de pozo abierto.

Los packers de casing también han sido utilizados para sellar el tope superior del liner. La cementación en etapas de liner es posible con packer externo inflables y collares de cementación hidráulicamente operados.

3.SECUENCIA OPERATIVA PARA ANCLAR EL COLGADOR DE LINER.

La siguiente es una secuencia tipica de ancalje.

- Bajar liner de acuerdo a diseño.

- Cuando se este bajando el setting tool llenar cañería con lodo , para detrminar el peso dela cañería.

- Continuar bajando liner con el sondeo elegido calibrando el ID por tiros, se deberá tener un clibrado levemente mayor al diametro de la bolilla y el dardo.


- Faltando un tiro para llegar al fondo calibrar pesode la herramienta hacia arriba (pick up weight) lbs y hacia abajo (slack off weight).

- Bajar la herramienta hasta el fondo, para conocer fondo de pozo.

- Levantar la herramienta +/- 2 mtrs. Por encima del fondo de pozo.

- Circular y acondicionar lodo, esto puede tomar 2 o 3 circulaciones como maximo.

- Largar bolilla 1 ¾ , empujandola con caudal minimo. Esta caerá hasta el landig collar y en este momento la presión aumentará.

- Parar y desfogar presión.

- Presionar hasta 1600 psi para romper mordazas y anclar colgador, guardar esta presión por 5-10 minutos.

- Desfogar y probar anclaje del colgador acentando 10.000 lbs y tensionando 15.000 lbs. Hacia arriba.

- Presurizar la sarta hasta 2.200 psi para romper pines y liberara setting tool.

- Desfogar y verificar liberación del setting tool levantando herramienta +/- 4 pies.

- Volver a bajar los 4 pies y acentar 10.000 lbs de peso.

- Presurizar hasta 3.500 psi para romper pasadores de asiento de bola (en wipper plug).

- En este momento ya existe circulación, proceder a la cementación del liner.

4.Diseño Hidráulico Para la Cementación de Liner.

En el caso de las cementaciones de liners el diseño hidráulico es un factor de excesiva importacia debido a las fallas y malos trabajos que se pueden ocasionar por malos diseños.


Los factores que se deben tomar mas en cuenta en el diseño hidráulico son:

- Espacio anular entre el liner y la cañería anterior.

- Reología de los fluidos a emplear.

- Caudal optimo de desplazamiento.

- Perdidas por fricción.

- Considerar el espacio anular es muy importante ya que debido a lo limitado del mismo las perdidas en esta sección serán muy elevadas originando un aumento en la presión del pozo lo que puede ocacionar fracturas.

- Una baja reología representa errosión y el diseño individual del modelo reologico ideal para cada fluido implica una mayor eficiencia en la operación.

- El caudal a emplear es el que asegurará si la lechada de cemento se ubica en forma optima o no en el espacio anular a cementar. El flujo tapón para el caso del cemento será por lo general el ideal para tener una buena operación.

Preflujos.

La remoción del lodo de las paredes del pozo y la cañería influyen de sobremanera en una buena cementación. Es por esto que se emplean fluidos espaciadores que tienen como principales funciones:

• Remover el revoque de lodo de las paredes de la cañería y agujero.

• Evitar la contaminación del cemento con el lodo.

Los principales preflujos empleados son:

• Colchones químicos

• Colchones mecácnicos

• Formulas a emplear en el diseño Hidráulico.

• Las formulas mas importantes se presentan a continuación en orden de calculo:

Ing. Nelson Hurtado M,1 .−Viscos idadPlastica :Vp=L600−L300(cp )2 .−PuntoCedente :

Pc=L300−Vp( lb /100 ft 2 )3 .−IndicedeFlujo (n ):

n=3 .32*log(L600

L300)(adimensional )

4 .−IndicedeConsistencia( k ) :

k=(Vp+Pc )×1 . 066

100×(511)n

Donde:

Nre = Número de Reynolds

Flujo Tapón = 100

Flujo Trubulento = 2100

r = Densidad de la lechada en lpg.

De = Diametro equivalente.

Flujo Tapón: De = Diametro menor – ODcsg

Flujo Turbulento:

De = Diametro menor – ODcsg

Formulas Para Caudal:


1 .−Viscos idadPlastica :Vp=L600−L300(cp )2 .−PuntoCedente :

Pc=L300−Vp( lb /100 ft 2 )3 .−IndicedeFlujo (n ):

n=3 .32*log(L600

L300)(adimensional )

4 .−IndicedeConsistencia( k ) :

k=(Vp+Pc )×1 . 066

100×(511)n

VelocidadCritica(ft / seg ):

Vc=[Nre×k×(96De )

n

1 . 86×ρ ]12−n

CaudaldeDesplazamiento :

Qopt (bblmin )=Vcritica( ftseg )×CAPEA(bblft

)×60

FlujoTurbulento

CAPEA=(Dmayor )2−(ODcsg )2

1029 . 4FlujoTapón

CAPEA=(Dmenor )2−(ODcsg )2

1029 . 4

Calculo del Factor de Fricción:

Para Regimen Laminar y Tapón:

Para Regimen Laminar y Tapón:

Perdidas Por Fricción:


CaudaldeDesplazamiento :

Qopt (bblmin )=Vcritica( ftseg )×CAPEA(bblft

)×60

FlujoTurbulento

CAPEA=(Dmayor )2−(ODcsg )2

1029 . 4FlujoTapón

CAPEA=(Dmenor )2−(ODcsg )2

1029 . 4

FluidosNewtonianos¿ :

f=16Nre

FluidosNewtonianos:

f=1 . 4∗10−3+9∗10−2∗(Nre)−0 . 27

FluidosNoNewtonianos :

f=4 .54∗10−3+6 .45∗10−1∗(Nre )−0. 7

ΔPf=3 . 9∗10−2×Vcritica2×ρ×fDe

Donde:

f = factor de fricción , adimensional.

r = densidad, lpg.

Vc = Velocidad critica, ft/seg.

De = Diametro equivalente, pulgadas.

ΔPf = Perdidas por fricción, psi/ft.

5.Secuencia Operativa Para Cementar Liner.

Una vez que el colgador de liner esta ancaldo y se tiene circulación (obedeciendo los pasos de la secuencia anteriormente vista) se procede a seguir los siguientes pasos:

- Una vez el liner esta abajo y se comprueba que existe circulación, se prueban las lineas de superficie a la cabeza de cementación con agua presurizando hasta 3000 psi y desfogando.

- Empezar circulación, bombear colchon quimico, colchon mecanico y lechada en los volumenes calculados según diseño.

- Luego de la lechada largar wipper plug y dardo.

- Desplazar con lodo hasta que el cemento que de en la posición especificada por el diseño.

- Cuando el cemento empieza a desplazarse al espacio anular se deberá cambiar la bomba a Caudal Optimo calculado.

- Una vez ubicada la lechada agarrar presión de cierre.

- Desfogar y observar funcionamiento del sistema de flotación ( si elsistema de flotación no funciona desenchufar stinger e ir hacia arriba).

- Liberar setting tool y levantar 15 metros para permitir accionamiento de los “perros” o aletas.

- Bajar herramienta y asentar sobre boca liner con 50.000 lbs de peso para obturara las gomas del packer del liner y de esta manera anclarlo.

- Liberar peso.


- Circular por inversa para limpieza.

TEMA 11


CEMENTACIÓN FORZADA

1.INTRODUCCIÓN.

La técnica de los tapones de cemento es muy empleada actualmente y se puede emplear en los siguientes casos:

Abandono de pozo.

Sellar zonas que ya no son de interes.

Realizar side tracks.

Zonas de perdida de Circulación.

El tapón presurizado es un tipo especial de operación que se emplea cuando no se puede realizar una cementación forzada.

La cementación forzada consiste en la inyección de lechada a tramos definidos con el fin de:

Sellar zonas depletadas.

Corregir cementaciones deficientes.

Sellar zonas de perdida de circulación en cañería.

En la cementación forzada losfactores criticos son: Presión de fractura, presión de reventamiento de los tubulares, admisión de la formación.



Para poder definir si se realizara el tapón presurizado se deberán primero hacer los calculos basicos de la cementación forzada que nos llevarán a descartar o no el empleo de esta.

El factor mas importante es que el volumen minimo para realizar una cemetación forzada es 6 bbl

2.HERRAMIENTAS COMUNES EN LA CEMENTACIÓN FORZADA.

Packer : este puede ser de peso, hidráulico, de rotación ,etc.

Tubería de perforación


Tubing Tester: elemento para provar que la tubería no tenga fallas.

Caño Cola

3. CALCULOS BASICOS DE LA CEMENTACIÓN FORZADA.

Presión de Fractura.

En este punto se debe hacer un analisis y seleccionar la presión menor entre la presión de fractura y la de reventamiento de la cañería

Presión fractura > Presión de Reventamiento

Presión Maxima de Trabajo.

Este valor nos indicara el limite que se debe tomar en la prueba de inyectividad.

4.PRUEBA DE INYECTIVIDAD.

La prueba de inyectividad se realiza para tener una idea de cuanto fluido admite la formación. Generalmente se realiza con salmuera de cloruro de Potasio.

De la prueba de inyectividad se obtienen la presión en superficie a distintos caudales bombeados.

Con estos valores se realiza una grafica y por una ecuación empirica se puede calcular el número de sacos requeridos para para cada punto de la prueba y así calcular el numero de sacos final por un promedio aritmetico la cementación forzada.


Pfractura=Gfrac ( psift

)×H ( ft )

Pmax=Pfrac−PHlodoóPmax=Pr eventamiento−PHlodo

¿ Sacos=112000×QbP sup

× ρlodoρlechada

Volumen de Lechada.

Consideraciones.

Siempre se deberá bombear agua por delante y por detrás de la lechada como colchón espaciador para evitar la contaminación de esta con el lodo.

La punta del Caño Cola deberá estar de 30 – 35 mtrs. Por encima del baleo superior.


Vlechada (bbl)=Rendim iento( bblSaco )×¿Sacos

Debará exitir 10 mtrs de caño cola por debajo del packer, para cementación forzada. Para tapón presurizado 100 mtrs

5.CALCULOS PARA TAPÓN PRESURIZADO.

Los calculos empleados en el balanceo de una tapón presurizado se basan en los conceptos fundamentales de capacidad y volumen.

Todo el calculo consiste en una simple de juego de alturas y capacidades que obedecen a la formula general:

Capacidad:


V (bbl )=Cap(bblft )×H ( ft )

ó

V (bbl )=Cap(bblmtrs )×H (mtrs )

CAPEA (bbl / ft )=(Dmayor )2−(Dmenor )2

1029 .4

CAPEA (bbl /mtr )=(Dmenor )2−(Dmenor )2

314Interior :

CAP int(bbl / ft )=(D int erno )2

1029.4

CAP int(bbl /mtr )=(D int erno )2

314

En el siguiente grafico se explicara que capacidades se pueden tener en cuenta para el calculo:

Del grafico anterior se tiene que:

Cap1= capacidad interior de la tubería.

Cap2= Capacidad anular entre el diametro interno de la cañería y el diametro externo de la tubería.


Cap3 = Capacidad interior de la cañería.

Algo que se debe tener en cuenta en los calculos para una tapón balanceado es que para poder realizar los calculos se debe conocer indispensablemente la altura del tapón de cemento o el volumen de lechada a emplear, sin estos datos no se pueden realizar los calculos.

Secuencia Operativa para Colocar un tapón presurizado.

- Bajar arreglo a emplear para la colocación del tapón.

- Circula un retorno.

- Bombear los fluidos espaciadores.

- Bombear el volumen de lechada preparada de acuerdo a especificaciones.

- Por detrás de la lechada bombear fluido espaciador en un volumen necesario para un balanceo correcto. Desplazar con lodo o salmuera.

- Defogar presión y observar el balanceo del tapón.

- Si el balanceo es correcto continuar con la operación

- Levantar la herramienta 30 metros por encima del tope del tapón.

- Anclar packer en la profundidad calculada.

- Realizar Hesitación con un volumen igual a la mitad o menos de la altura del tapón de cemento, asegurandose de que esta altura bloquee los baleos luego de la hesitación. Se debe tener mucho cuidado con la presión de superficie

- Defogar y esperar frague de cemento.

- La operación no será siempre exitosa aun si el diseño esta bien realizado se pueden dar situaciones totalmente inesperadas dadas las codiciones del pozo uno de los problemas mas comunes es la inestabilidad de las fases como se ve en la grafica.

- Ante estos problemas la unica posibilidad es balancear otro tapón.



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Modulo de Perforacion