2. GENERALIDADES DE LA PERFORACIÓN PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS. Todos los esfuerzos de los ingenieros, geólogos, geofísicos, y todos los demás involucrados en el contrato de alquiler con opción a compra (leasing) y actividades de exploración deben culminar en una decisión por parte de la dirección de la compañía de petróleo para perforar o no un pozo. Si las actividades de exploración realizadas no han encontrado señales alentadoras de una zona para la acumulación de petróleo, los arrendamientos sujetos a la zona de interés y el intento de perforar serán probablemente cancelados. En cambio, si las actividades de exploración han sido alentadoras, una decisión será tomada probablemente para perforar un pozo exploratorio. Tal decisión podría requerir el compromiso de los cientos de miles o los incluso millones de dólares para el programa de taladro. La perforación es la fase inicial y primordial en la vida de un yacimiento, una perforación se encuentra ligada a muchos parámetros técnicos, pero también económicos que buscan un óptimo desarrollo de un pozo al menor costo posible. En este capítulo se notarán los aspectos técnicos necesarios para la perforación de un pozo en general, resaltando las tecnologías y diseños usados en los campos de estudio Cusiana, Cupiagua y Recetor.
2.1 RESEÑA HISTÓRICA DE LA PERFORACIÓN. El desarrollo de la perforación exploratoria puede ser dividido en cuatro diferentes periodos: periodo de concepción (1900 a 1920), periodo de desarrollo (1920-1948), periodo científico (1948-1968) y el periodo de automatización que empieza en 1969. Los mayores desarrollos de dichos periodos se muestran en la tabla 6.
2.2 SELECCIÓN DEL SITIO DE PERFORACIÓN. La selección del sitio de perforación está basada principalmente en la evidencia geológica que indica posible acumulación de hidrocarburos. La compañía exploradora buscará perforar el pozo en la locación más ventajosa para el descubrimiento de dichos hidrocarburos. Las condiciones de superficie, sin embargo, deben ser tenidas en cuenta para dicha selección. Debe haber un área casi horizontal del tamaño suficiente sobre la cuál levantar la torre de perforación, excavar piscinas de reserva, y suministrar el almacenamiento para todos los materiales y el equipo que serán requeridos para el programa de taladro. Todos los temas legales requeridos deben haber sido ejecutados con cuidado, como adquirir un permiso de perforar, levantamiento topográfico del sitio de taladro, etcétera. Cuando todos estos temas hayan sido resueltos, el trabajo sobre el sitio comenzará.
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Tabla 6. Periodos históricos en el desarrollo de la perforación rotaria.
Periodo
Fecha
Concepción
1900-1920
Desarrollo
1920-1948
Científico
1948-1968
Automatizado
1968-actual
Desarrollo (variables) Principio de perforación rotatoria. Brocas rotatorias. Revestimientos y cementación. Lodo de perforación. Equipos de perforación más potentes Mejores Brocas Cementación Mejorada Lodos especializados Investigación expandida de perforación. Mejor entendimiento de principios hidráulicos. Mejoramiento significativo de las brocas. Perforación optimizada. Tecnología mejorada de lodos. Automatización del equipo de perforación y el manejo del lodo. Control de las variables de perforación. Planeamiento completo desde la perforación hasta la producción Tubería flexible Perforación bajo balance Medición y registros mientras se perfora. Perforación hueco estrecho (slimhole drilling).
Fuente. Paper SPE 2744, James L. Lummus 1986
2.3 PREPARACIÓN DEL SITIO DE PERFORACIÓN. La selección del sitio de taladro ha sido realizada y examinada, un contratista o contratistas se instalarán con equipo para preparar la locación. De ser necesario, el sitio será limpiado y nivelado. Por lo general será construida una piscina grande con el objeto de contener el agua para las operaciones de perforación y para el posicionamiento de cortes de perforación y otros desperdicios. Una torre de perforación pequeña, conocida como un cavador de hoyo seco (dry-hole digger), será usada para empezar el hoyo principal. Un agujero de gran diámetro será perforado a una profundidad superficial o somera y forrado con el tubo conductor (Conductor Pipe). A veces un espacio extenso y rectangular es excavado alrededor del pozo. Un hoyo de menor diámetro llamado "Hoyo de rata"(Rat Hole) es perforado cerca del hoyo de pozo principal. El hoyo de rata es forrado con tubo y es usado
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para el almacenamiento temporal de una pieza del equipo de taladro llamado el "Vástago de transmisión (Kelly)." Cuando todo este trabajo ha sido completado, el contratista de perforación se instalará con la torre de perforación y todo lo equipo requerido para el perforar del pozo.
2.4 MÉTODOS DE PERFORACIÓN A continuación se identifican dos tipos de perforación: la perforación Rotatoria y perforación con tubería flexible (Coiled Tubing Drilling).
2.4.1 Perforación Rotatoria para pozos La perforación rotatoria es uno de los métodos utilizados en la perforación de pozos petroleros. El método y las herramientas son explicados a continuación: Las torres de perforación y los mástiles portátiles proveen el soporte estructural necesario para levantar y bajar tubo de taladro, revestimiento, barras de unión, etcétera, durante la perforación y operaciones de servicio. Las torres de perforación estandar son ensambladas en campo y son consideradas no portátiles. Las torres portátiles en cambio no requieren ser desmanteladas por completo para su transporte.
2.4.1.1
La Torre de Perforación
La torre de perforación o el mástil deben ser diseñados pa para soportar de manera segura todas las cargas a ser usadas durante la vida de la estructura 1 . La más grande carga vertical muerta será el revestimiento mas pesado que puede ser corrido en un hueco. Sin embargo, la mayor carga vertical impuesta sobre la estructura será resultado del equipo de halar (cargas impuestas por la sarta de perforación y/o revestimientos). El método mas aceptado es diseñar o seleccionar la torre que pueda soportar la máxima carga de revestimiento esperada. Esto puede ser conseguido utilizando un factor de seguridad. La torre de perforación o el mástil también deben ser diseñados para soportar cargas de viento. Las cargas por viento son impuestas por éste actuando sobre las superficies exteriores e interiores de la estructura expuesta. Cuando se diseña la estructura para soportar este tipo de cargas, el diseñador debe considerar que el tubo de taladro o otros tubulares, pueden estar fuera del agujero y/o atascados a la estructura. Esto significa que pueden existir cargas adicionales sobre la estructura debido a la fuerza del viento sobre la tubería de perforación. Las fuerzas horizontales debido al viento son contrarrestadas por el enrejado de la estructura que está firmemente asegurada a los cimientos de la estructura. Soporte adicional 1
(McCray, A. W., and F. W. Cole, Oil Well Drilling Technology, University of Oklahoma Press, Norman, Oklahoma, 1959.)
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puede ser conseguido por las cuerdas de suspensión o riostras fijadas a la estructura. (La normatividad API Standard 4F, primera edición, Mayo 1, 1985, “API Specifications for Drilling and Well Servicing Structures,” fue escrita para suministrar el acero adecuado para estructuras de perforación y servicio a pozo y proveer un método uniforme de clasificar estructuras para la industria del petróleo). 2.4.1.2
Clasificación de las instalaciones instalaciones de perforación rotatoria para pozosLas
instalaciones de perforación (Figura 7.) pueden ser de dos tipos, Marinas y terrestres; Para este capítulo se profundiza en las instalaciones terrestres pues es el caso presentado en los campos de este estudio, las terrestres, como se notó en el numeral 2.4.1.1; pueden ser convencionales y portátiles: las convencionales (Figura 8.) son equipos pesados que deben ser desarmados en su totalidad para poder ser transportados y después ser armados en la locación. Este tipo de equipo es usado en Cusiana, Cupiagua y Recetor, los portátiles son los que no requieren ser totalmente desarmados y casi pueden ser transportados completamente armados. La figura 7. muestra los tres tipos posibles de instalaciones rotatorios de perforación en pozos petroleros. Figura 7. Clasificación del equipo de perforación rotatorio Equipo Equipo de Perforación Rotatoria Rotatoria
Marina
So porte en Fo ndo
Plat Plataf aform ormaa
Barcaza arcaza
Soporte rigido
Terrestre
Flotantes
Semisume Semisumergibl rgiblee
Convenc ional
Buques uques de Perforación Perforación
Masti astill Tipo Tipo Nava Navajja
Móvil
Mastil astil Porta Portabl blee
Fuente. Applied Drilling Engineering, Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX, 1991. Traducido por los Autores
Entre los móviles o portátiles se tienen: •
•
EQUIPO DE PERFORACIÓN TIPO NAVAJA (JACKKNIFE) Una grúa de perforación rotaria con marco de acero que es diseñada para ser montada y bajada en una sola pieza (Figura 9.). Este diseño reemplazó a la grúa convencional que tiene que ser montada y desarmada pieza por pieza en la locación. MÁSTIL PORTABLE (Figura 10.) Un mástil montado en un camión y capaz de ser levantado como una unidad sola.
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Figura 8. Equipo convencional de Perforación Rotatorio
Fuente. BP Exploration Company
En las figuras 8., figura 9. y figura 10. se muestra tres tipos de equipos utilizados en la operación de perforación para pozos petroleros. Figura 9. Jacknife Equipo de perforación
Fuente. http://www.virtualmuseum.ca http://www.virtualmuseum.ca
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Figura 10.Mástil portable Equipo de perforación
Fuente. http://www.imagedrilling.com/ http://www.imagedrilling.com/rigs.htm rigs.htm 2.4.1.3 Proceso de Perforación Rotatoria para pozos En
este proceso (Figura 11.), la broca es suspendida al final de la sarta que es soportada por un cable (sistema de poleas) atado a la cima de la torre. La perforación se lleva a cabo cuando la sarta de perforación y la broca giran mientras el peso de los collares de perforación (drill collars) ayuda a la broca a romper la roca. Para mantener la broca fría y lubricada, y remover los cortes de roca que salen del hueco, el fluido de perforación (lodo), es bombeado al hueco a través de la sarta de perforación. Cuando este fluido alcanza la broca, pasa a través de las boquillas e impacta el fondo del hueco moviéndose hacia arriba a través del anular (espacio entre la sarta y la pared del hueco) con cortes de roca suspendidos en él. En la superficie, el lodo es filtrado a través de mallas y otros aparatos cuya función no es otra sino la de remover los cortes del lodo, después de este tratamiento el lodo es bombeado de vuelta al hueco.
2.4.1.4 Sistemas Que Conforman La Perforación Rotatoria para pozos.A
continuación son descritos algunos sistemas que conforman la perforación rotatoria de pozos petroleros. Sistema De Levantamiento (Hoisting System).
El sistema de poleas o de levantamiento como se muestra en la Figura 12., se compone por el malacate (drawworks), bloque viajero (traveling block), bloque corona (crown block) , carrete de almacenamiento de línea adicional (extra line storage spool), varias abrazaderas, ganchos, y cableado. Normalmente, el sistema de poleas tiene un numero par de líneas, trabajando entre el bloque viajero y el bloque corona. La línea rápida es enrollada en el tambor del malacate. La línea muerta esta anclada al piso de la plataforma. Las torres de perforación, deben tener fuerza suficiente para levantar y suspender el peso de la sarta de perforación y el de los revestimientos. Este sistema de levantamiento, debe tener
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la capacidad de superar cualquier resistencia causada por los puntos estrechos en el hueco o tubería atascada. Mientras el peso del equipo es suspendido del tope de la torre de perforación, la fuerza de levantamiento viene de un motor que opera el malacate. El malacate controla un carrete de cable que pasa por un sistema de poleas para reducir los requisitos mecánicos. Figura 11. Proceso de perforación rotaria
Fuente. Applied Drilling Engineering, Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX, 1991. Traducido por los autores
En la Figura 12. se muestra una visión general del sistema. Un bloque estacionario o bloque corona es montado en la cumbre de la torre, y un bloque móvil o travelling block es suspendido en el cable. Un extremo del cable es enrollado en el tambor del malacate, y luego es pasado entre los discos del bloque estacionario y los discos del bloque viajero varias veces. El otro extremo del cable o línea muerta es asegurado a la base del mástil. Este sistema de polea de discos múltiples brinda una ventaja mecánica alta al sistema de levantamiento. Sobre la parte inferior del bloque de viajero hay un gancho grande; Durante la perforación, el eslabón giratorio (swivel) cuelga de éste, el eslabón giratorio suministra un sello de presión giratorio con el propósito de que el lodo pueda fluir bajo presión a través del vástago de transmisión (Kelly) y de la sarta. El gancho también suspende la sarta, que está siendo girada por el vástago de transmisión (Kelly).
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Figura 12. Diagramas generales del sistema de levantamiento
Fuente. Applied Drilling Engineering, Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX, 1991. Traducidos por los autores
Mientras se realiza un viaje, como se muestra en Figura 13. y Figura 14. el eslabón giratorio (con el vástago de transmisión (Kelly) unido) es puesto a un lado. Unos dispositivos llamados elevadores cuelgan en el gancho para subir la sarta fuera del hueco. Cuando se hace un viaje, tres juntas de sarta (aproximadamente 90 pies de tubería de perforación) son jalados. Mientras se desconecta la sarta y se coloca atrás en la torre, el resto del peso de la sarta es sostenido de la mesa mesa rotaria por cuñas que sostienen el tubo debajo de las uniones de la tubería de perforación. Las uniones son ajustadas mediante tenazas parecidas a llaves inglesas pero de gran tamaño llamadas llaves de potencia o llaves coffey. El malacate tiene un tambor grande adentro Que se usa para envolver y jalar el cable, como se dijo antes. Sobre el tambor se encuentra el freno principal, que tiene la habilidad de parar rápidamente y sujetar el peso de la sarta. Cuando las cargas pesadas están siendo manipuladas, el freno principal es asistido por frenos auxiliares o retardadores para absorber la gran cantidad de energía desarrollada por la masa del bloque viajero, la sarta y demás ensamblajes. Sistema Circulatorio de Lodos de perforación.
Antes de empezar a hablar del sistema de circulación de lodo es necesario notar la importancia y clasificación de lodos. Los lodos de perforación son fluidos de consistencia espesa con unos componentes especiales añadidos a bases de agua o aceite. Las Funciones de los fluidos de perforación son: a. Remover los cortes de roca y cargarlos fuera del hueco. b. Soportar la presión de la formación mientras se perfora. c. Soportar y proteger las paredes de las formaciones mientras se perfora.
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d. Disminuir o evitar el daño de la formación productora. e. Enfriar y lubricar la sarta y la broca. f. Prevenir la fatiga por corrosión de la tubería de perforación. g. Permitir el registro de la formación que se perfora mediante el análisis de los cortes. Figura 13. Haciendo una conexión de hueco de Ratón (MOUSE HOLE)
Fuente. Applied Drilling Engineering, Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX, 1991. Traducido por los Autores Figura 14. Haciendo un viaje de tubería
Fuente. Applied Drilling Drilling Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX, 1991.
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Clasificación de los lodos de perforación:
La clasificación de los lodos de perforación se basa en el fluido base, alcalinidad, dispersión y el tipo de químicos usados para su elaboración. Lodos base agua fresca o sistemas dispersos: Los lodos de bajo PH pueden estar entre 7 y 9,5. Los lodos de bajo PH incluyen lodos tratados con bentonita, lodos naturales, lodos fosfato-tratados, lodos orgánicos teñidos (lodos rojos, lodos con lignito, lodos lingitosulfatados. Los lodos de alto PH tales como lodos alcalinos tanato-tratados, esta sobre 9,5. Lodos inhibidos. Estos son base agua que representan la hidratación y dispersión de las arcillas. Existen esencialmente 4 clases de lodos inhibidos: lodos base cal (alto PH), lodos base yeso (bajo pH), lodos base salmuera (Bajo PH), lodos saturados base salmuera (bajo pH). Lodos de bajo contenido de sólidos o sistemas no dispersos. Estos lodos contienen menos de 3 a 6% de sólidos por volumen, pesos menores a 9,5 lb/gal, pueden ser lodos frescos (base agua dulce), o lodos base salmuera. La mayoría de estos lodos están compuestos por agua con cantidades variables de bentonita y/o polímetros. Emulsiones. Son formadas cuando un líquido esta disperso en otro líquido, y líquido disperso es inmiscible. El líquido suspendido presente en menos cantidad es llamado fase discontinua y el líquido que suspende las gotas es llamado fase continua. Existen dos tipos de emulsiones usadas en los fluidos de perforación, emulsiones aceite en agua que tienen al agua como la fase continua y al aceite como la fase dispersa, y emulsiones agua en aceite que tienen al aceite como la fase continua y al agua como fase dispersa. Lodos base aceite. Los lodos base aceite contienen aceite como la fase continua y poseen menos del 5 % de agua por volumen, mientras los lodos emulsificados base aceite (emulsión inversa) poseen mas del 5% de agua en volumen. Usualmente estos lodos son una mezcla de diesel y asfalto. El punto lógico en el cual se empieza el análisis del sistema de circulación de lodos, es en las bombas de lodo (las que se pueden ver en la Figura 15.). Estas bombas y motores que las potencian, representan el corazón del sistema de lodos tal como el lodo es la sangre de la operación de perforación, las bombas de lodo por lo general son bombas de desplazamiento positivo, algunas de las cuales pueden llegar a producir más de 5000 psi. Estas bombas están potenciadas por motores diesel o motores eléctricos.
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Para producir la presión y taza de flujo requeridas para unas condiciones específicas de perforación, los tamaños de los pistones y las camisas deben ser seleccionados correctamente para las bombas y el tamaño de las boquillas debe ser especificado para las brocas. Esto es llamado optimización de Figura 15. Sistema circulatorio la hidráulica, y es el factor clave en una perforación eficiente. Después que el lodo sale de las bombas a alta presión, este fluido viaja a través de la tubería fija (standpipe), (una larga tubería vertical sujeta a la torre), después a través del vástago de transmisión (Kelly). El lodo entonces viaja por la sarta hasta la broca. La broca usualmente tiene dos o más boquillas que aceleran el lodo a alta velocidad. Este lodo a alta velocidad golpea el fondo del hueco para limpiar los cortes de roca y enfriar la roca dejándola lista para que la broca continué trabajando. Desde el fondo del hueco, el lodo arrastra en su flujo a través del anular los cortes generados por la broca. Fuente. Applied Drilling Drilling Engineering,. Engineering,.
El lodo y su carga de cortes fluyen hasta el “bell nipple” y a través de una tubería de gran diámetro hasta una malla de alambre que vibra llamada “shale shaker” o agitadora de esquistos. Cuando el lodo pasa a través de la malla, éste gotea en una piscina llamada piscina de asentamiento. Estas piscinas son tanques metálicos grandes y rectangulares con tubería que las conecta entre si. La piscina de asentamiento se mantiene estática para que los sólidos grandes que permanezcan en lodo logren asentarse. De la piscina de asentamiento, el lodo se mueve hacia otras piscinas en agitación que se encuentran aguas abajo donde el gas, y la arena son retirados. Después de eso, el lodo se traslada a la piscina de succión donde las bombas lo succionan para ser recirculado. La piscina de succión también es usada para la adición de químicos y aditivos de preparación física de lodo. Una tolva con un venturi es usada en esta piscina para añadir aditivos secos como arcillas y añadir agentes para aumentar su densidad. Sistema De Poder.
Los equipos de perforación pueden clasificarse también por su fuente de energía. Existen dos tipos de equipos de perforación, mecánicos y eléctricos. En los equipos de perforación mecánicos la energía para operar todo lo mecánico y eléctrico en el equipo de perforación, proviene de motores diesel los cuales se encuentran trabajando al mismo tiempo. El malacate, el sistema rotatorio, las bombas de lodo, etc. son potenciados directamente por
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dichos motores. Correas, poleas, piñones, y cadenas conectan cada componente a los motores. La Figura 16 muestra un equipo de perforación mecánico. Figura 16. Esquema de un Equipo de perforación mecánico
Fuente. Applied Drilling Drilling Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX, 1991
Un equipo de perforación eléctrico usa motores diesel para potenciar grandes generadores. Motores eléctricos toman la energía de los generadores para operar el malacate, y demás componentes mecánicos del equipo de perforación. Muy pocos equipos de perforación son eléctricos. Estos solo son operados en locaciones donde existe un suministro continuo de electricidad tal como en ciudades donde se necesita operar con la mínima cantidad de ruido posible. Sistema Rotatorio de perforación.
El sistema rotatorio (Figura 17.) se refiere a todas las piezas en las operaciones de perforación que giran o imparten movimiento rotatorio. Se explicara este sistema desde su parte inferior hasta el tope. A continuación en la figura 17. se muestra el esquema general del sistema rotatorio para la perforación de pozos petroleros.
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Figura 17. Esquema general del sistema Rotatorio Rotatorio
Fuente. Fuente. Applied Drilling Drilling Engineering,
Adam T. Bourgoyne Jr, TX,. TX,.
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 diferente 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. a. Brocas o barrenas de perforación.
El otro grupo de barrenas, de 36 rangos intermedios de diámetro, incluye las de 73 hasta 660 mm de diámetro, cuyos pesos alcanzan 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. Dentro de la gran gama de brocas utilizadas en la industria petrolera son normalmente mencionadas:
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o o o o
Brocas tricónicas Brocas compactas (PDC) Brocas con insertos de tungsteno Brocas especialmente diseñadas para corazonar.
Brocas tricónicas o de conos giratorios. La
superficie de los conos giratorios posee dientes que tienen contacto sobre la mayoría del fondo del hoyo mientras giran. Estas brocas perforan por fracturamiento de la roca y moliendo roca suave. También existe algo de acción de raspado debido a que los ejes de los conos se encuentran descentrados con respecto al centro de rotación de la broca. El peso sobre la broca, la velocidad rotacional, la dureza de la roca, la presión diferencial, y la velocidad del lodo de perforación y su viscosidad afectan la velocidad de perforación de la broca. Las boquillas en la broca dan una velocidad extra debido a que el lodo contribuye a acelerar la perforación por el efecto de golpe que genera la velocidad a la cual sale el lodo de las boquillas.
Las brocas tricónicas se clasifican de acuerdo con los tipos de cojinetes y dientes que éstas poseen. De acuerdo con los cojinetes se tienen: (1) Cojinetes de contacto de punto (2) Cojinetes de contacto de línea y (3) cojinetes journal o de contacto de área. Cuando se refiere a brocas respecto a los dientes (Figura 15) que estos tienen, los términos son: (1) Dientes fresa (milled tooth) e (2) insertos de Carburo de tungsteno (TCI Tungsten Carbide Insert) (Figura 18.). El diseño de los cojinetes es importante para la vida útil de la broca; cojinetes sellados y cojinetes journal proveen mayor vida útil que los cojinetes no sellados, pero son más costosos. Los dientes de una broca su forma, tamaño, número y posición son importantes para una perforación eficiente en diferentes formaciones. Brocas de dientes fresados son forjados del mismo metal que la broca misma, en algunos casos los dientes tienen aplicados componentes extra sobre la cara de los dientes para una duración extra de la broca. Este tipo de brocas (milled tooth) están diseñadas para todo tipo de formaciones suaves o duras. Las brocas de Carburo de tungsteno perforan generalmente por la acción de raspar y aplastar formaciones duras y abrasivas. Algunas brocas TCI poseen una capa de diamante policristalino aplicada sobre el carburo de tungsteno, esto provee mayor durabilidad a los dientes de la broca. Brocas de Diamante y PDC. Las brocas con incrustaciones de diamante son usadas para perforar formaciones de dureza media a alta, cuando se requiere duración extra de la broca y para operaciones de corazonamiento. Las brocas PDC (cortadoras de diamante policristalino) se configuran de modo que los buriles rompan la roca produciendo cortes grandes y altos regímenes de penetración. Las brocas de PDC están en demanda para perforar en muchos tipos de roca, pero especialmente para las secciones largas de formaciones medianamente duras. Las brocas de PDC son muy duraderas y eficientes ofreciendo altas tazas tazas de penetración y una larga vida vida de la broca. Una variedad de diseños de la broca de PDC se fabrican para optimizar formaciones determinadas que se deseen perforar.
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Figura 18. Tipos de Brocas tricónicas respecto a sus dientes
Fuente. Applied Drilling Drilling Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX. TX.
Las brocas de PDC perforan más rápidamente en roca arcillosa (shales) que en arenas (sandstones) y se utilizan más a menudo; es posible perforar secciones largas de arcillas (shales). Empezando desde el fondo la sarta básica consiste en (1) la broca, (2) los collares y ensamblajes de fondo (BHAs), y (3) tubería de perforación (figura 19.).
b. La Sarta.
Figura 19. Componentes de la sarta
Fuente. Mud manual Halliburton
El BHA es ubicado justo sobre la broca y consiste en collares de perforación (drill collars) combinados con uno o mas estabilizadores (para mantener el BHA centrado en el hueco), posiblemente un rimador (para mantener el hueco con un diámetro uniforme mientras la broca realiza su operación) y otras herramientas. Herramientas de medición en tiempo real (MWD) y motores son usualmente localizados abajo en el BHA, comúnmente sobre la broca. Algunas veces un juego de jars es localizado cerca al tope del BHA. Estos Jars pueden liberar tubería atascada, mediante un golpeteo. Los collares de perforación son uniones pesadas en el BHA para proveer carga a la broca. Usualmente uno de los collares esta hecho de un metal no magnético, donde la herramienta magnética de compás (survey tool) puede ser usada para determinar la inclinación del BHA inferior y la broca sin interferencia de metales magnéticos. Cada pieza de la tubería de perforación mide aproximadamente 30
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pies de largo, y posee una caja en un extremo, con una conexión hembra y un pin al otro extremo con una conexión macho (Figura 20.). Las uniones deben ser fuertes, confiables, y seguras de usar. Deben ser fáciles de conectar y desconectar. Los diámetros de la tubería de perforación oscilan entre 23/8 hasta 65/8 de pulgada. En la figura 20. se observa más detallamente la descripción de la tubería de perforación. La función de este accesorio es prevenir desgaste en las roscas del vástago de transmisión (Kelly) y centralizar el vástago de transmisión (Kelly) por medio de un protector de goma, así previniendo desgaste en la forma hexagonal o cuadrada del vástago de transmisión (Kelly). c. Vástago de transmisión (Kelly) Saver Sub.
Figura 20. Descripción de la tubería de perforación
PIN Plano interno
CAJA
Plano externo
Fuente. Applied Drilling Drilling Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX. TX.
Provee de movimiento rotatorio al vástago de transmisión, mientras que la tabla rotativa da vuelta, el vasquillo principal, el vástago de transmisión (Kelly), el tubo de taladro, y la broca también dan vuelta. La tabla rotativa es impulsada por el malacate (drawworks). d. Mesa rotaria. (Figura 21.)
e. Bujes del Vástago de transmisión (Kelly Bushings). (Figura 21.) El
buje del vástago de transmisión sujeta el vástago de transmisión (Kelly) a la mesa rotaria. Esto encaja en el buje maestro (master bushing) y transfiere el torque producido por la mesa rotaria al vástago de transmisión (Kelly). Existen dos clases de bujes cuadrados y de pin, las cuales encajaran en su correspondiente master bushing drive. f. Bujes Maestros (Master Bushings). (Figura 21.)
Existen dos tipos de bujes maestros de
tipo cuadrado y de tipo pin. g. Vástago de transmisión (Kelly). (Figura 22.) Es
la parte cuadrada o hexagonal situada en la parte superior de la sarta justo bajo el swivel, esta pasa a través del buje del vástago de transmisión en el cual se encuentra totalmente ajustado. Las guías transmiten movimiento rotativo al vástago de transmisión (Kelly) el cual resulta en el giro de la totalidad de la sarta.
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Figura 21. Componentes y accesorios del Kelly y la mesa rotaria
Fuente. Petroleum …….Handbook g. Vástago de transmisión (Kelly). (Figura 22.) Es
la parte cuadrada o hexagonal situada en la parte superior de la sarta justo bajo el swivel, esta pasa a través del buje del vástago de transmisión en el cual se encuentra totalmente ajustado. Las guías transmiten movimiento rotativo al vástago de transmisión (Kelly) el cual resulta en el giro de la totalidad de la sarta. (Figura 23.) Son válvulas de seguridad ubicadas encima y debajo del vástago de transmisión (Kelly), éstas válvulas son de bola y deben ser operadas manualmente. Su función principal es prevenir el flujo inverso del lodo a través de la sarta. Una tercera válvula se mantiene usualmente en el piso del equipo de perforación para ser usado en la sarta en caso que ocurra un flujo inverso de lodo cuando se esta haciendo una conexión o cuando se esta haciendo un viaje. La normatividad petrolera exige la utilización de estas válvulas. h. Llave del Vástago de transmisión (Kelly Cock).
(Figura 24.) El swivel suspende el vástago de transmisión (Kelly), y permite su rotación y la rotación del taladro, y proporciona una conexión para que la manguera rotatoria permita la circulación del lodo. La presión en el eslabón giratoria de ser probada periódicamente. i.).
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Figura 22. Vástago de transmisión (Kelly) cuadrada y hexagonal
Fuente. Applied Applied Drilling Drilling Engineering, Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX. Figura 23. Llaves del Vástago de transmisión
Fuente. Applied Drilling Drilling Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX. TX. j. Manguera flexible (Rotary Hose).(Figura 25.) Aunque
la manguera flexible no es un elemento que rota, es aquí mencionado debido a su conexión con el swivel giratorio. Se utiliza como el conector flexible entre la tapa de la columna de alimentación y el eslabón giratorio, y tiene en cuenta el recorrido vertical del eslabón giratorio y del bloque viajero.
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Figura 24. Eslabón Giratorio (Swivel)
Fuente. Applied Drilling Drilling Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX,. TX,. Figura 25. Manguera Flexible
Fuente. Applied Applied Drilling Drilling Engineering, Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX.
2.4.2 Perforación con tubería flexible (Coiled Tubing Drilling). Este método emplea una hilera continua de tubería en espiral y de una plataforma de perforación especializada para manejar este tipo de tubería. Mejor que perforar con las juntas separadas del tubo de taladro tradicional, de gran diámetro y rígido, el sarta de perforación es de pequeño-diámetro y flexible, diferente al tubo de taladro que se atornilla uno a otro para formar sarta de perforación, y que se debe desconectar durante viajes, la
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tubería viene enrollada en un tambor, esta tubería o sarta se desenrolla mientras se perfora y se rebobina posteriormente sobre su carrete durante viajes. El método de tubería flexible facilita enormemente el bajar y el extraer el ensamblaje de perforación. Tradicionalmente, los equipos de tubería flexible se han utilizado para las operaciones de trabajos posteriores (workovers) y de la terminación donde es importante la movilidad y el tamaño compacto. Con el desarrollo de los motores de fondo para lodo que no requieren el uso de una sarta de perforación para rotar la broca, unidades de tubería flexible están funcionando como plataformas de perforación verdaderas. La unidad es mostrada en la Figura 26. Figura 26. Unidad de tubería flexible
Fuente. Applied Drilling Drilling Engineering, Adam T. Bourgoyne Jr, TX. TX.
2.5 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN REAL (MWD). La mayoría de los costos de un pozo se dan durante la perforación. Cualquier cantidad de información adquirida durante la perforación puede ser usada para tomar decisiones acerca de la eficiencia de la operación. Pero el fin real de adquirir información es su análisis para obtener una disminución en los gastos durante la operación y aumentar la eficiencia del proceso e incrementar la seguridad del personal durante la perforación. Tal como la tecnología en la perforación se desarrolla para alcanzar recursos hidrocarburiferos costa-afuera o en ambientes hostiles, en perforaciones direccionales es necesario conocer el azimut e inclinación que no puede ser obtenida por instrumentos en superficie. Los instrumentos de medición real durante la perforación denotados por la abreviación inglesa MWD (measurement while drilling) son una herramienta importante para conocer la posición y desviación exacta de la sarta y la broca en tiempo real. La herramienta MWD es un collar en la sarta que graba desde la broca parámetros de perforación y telemetría en tiempo real. MWD incluye peso sobre la broca (WOB), tasa de
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penetración (ROP), torque, y presión de la bomba. Estas mediciones permiten ayudar al perforador a mantener un óptimo peso sobre la broca o torque para mejorar la tasa de perforación. Estas herramientas son usadas generalmente en perforaciones direccionadas, Existen varios tipos de herramientas MWD tales como giroscopios de tiro sencillo y de tiro múltiple, magnetómetros y acelerómetros.
2.6 REVESTIMIENTOS Y TUBULARES. El programa de diseño de revestimiento está compuesto por dos pasos. El primer paso es determinar el tamaño del revestimiento y los correspondientes tamaños de broca. El segundo paso es evaluar la profundidad de asentamiento de los revestimientos. revestimientos. Antes de empezar el diseño del programa de revestimiento, el diseñador debe adquirir la siguiente información: propósito del pozo (Exploratorio o desarrollo); secciones geológicas transversales que denoten las formaciones a taladrar, problemas de hueco esperados, presión de poro y presión de fractura de la formación, número y profundidad de los contactos agua, aceite y gas, disponibilidad de revestimientos y brocas, capacidad de carga del mástil o de la torre que haya sido seleccionada. Antes de empezar con el diseño, debe ser asumido que el tamaño del revestimiento de producción y la profundidad del pozo han sido estabilizados por el ingeniero de petróleos en cooperación con el geólogo a cargo, de tal manera que el tamaño de las brocas puede ser seleccionado. Considerando el tamaño del hueco (diámetro de la broca), un suficiente espacio anular debe ser provisto para permitir que la torta de lodo permanezca casi intacta y también para permitir un buen trabajo de cementación. Las experiencias en campo muestran que el espaciamiento entre la cara externa del revestimiento y la pared del hueco debe ser de entre 1 a 3.5 pulgadas.
2.6.1 Revestimiento Guía (Conductor pipe o conductor string). La tubería guía es la primera sección en una columna. Provee sostén a formaciones inconsolidadas, aísla zonas acuíferas y brinda protección contra escapes de gas. Esta cañería se cementa hasta la superficie. En los campos de estudio (Cusiana, Cupiagua y Recetor) esta fase se basa en un hueco de 36’ con un revestimiento de 30’.
2.6.2 Revestimiento de Superficie (Surface casing). La tubería de superficie brinda protección contra urgencias, aísla zonas acuíferas y previene pérdidas de circulación. En los campos de estudio (Cusiana, Cupiagua y Recetor) esta fase se basa en un hueco de 26’ con un revestimiento de 20’.
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2.6.3 Revestimiento Intermedio (Intermediate casing). La tubería intermedia suministra aislamiento en zonas inestables del pozo, en zonas de pérdidas de circulación, de bajas presiones y en capas productoras. Las presiones que tiene que soportar pueden ser considerables. El tope de cemento tiene que aislar cada una de las capas productoras para evitar futuras contaminaciones. En los campos de estudio (Cusiana, Cupiagua y Recetor) se tienen dos revestimientos intermedios, el primer revestimiento intermedio puede tener dos opciones la primera con hueco de 17 ½’ con revestimiento de 13 3/8’, la segunda opción con hueco de 14 ¾’ con revestimiento de 11 7/8’. El segundo revestimiento intermedio al igual que el anterior posee dos opciones, la primera con un hueco de 12 ¼’ y un revestimiento de 9 5/8’, y la segunda opción tiene un hueco de 10 5/8’con revestimiento de 9 5/8’.
2.6.4 Revestimiento colgado de producción. La tubería de producción se utiliza para aislar zonas productivas y contener presiones de formación. Tiene que estar diseñada para soportar presiones de inyección provistas, por ejemplo, una estimulación por fractura, producción asistida por Gas Lift, e incluso para cementación, que en este tipo de tuberías suele ser muy crítica. En caso de falla del tubing, es la cámara de contención de los fluidos de reservorio. En los campos de estudio (Cusiana, Cupiagua y Recetor) esta fase se basa en un hueco de 8 1/2’ con un tubería de 7 5/8’.
2.6.5 Revestimiento corto para un intervalo (Liner). El liner es una tubería que no se extiende hasta la cabeza del pozo, sino que se cuelga de otra tubería que le sigue en diámetro y ésta hasta la boca del pozo. La tubería colgada permite reducir costos y mejorar la hidráulica en perforaciones más profundas. Los liners pueden funcionar como tubería intermedia o de producción, normalmente cementada en toda su longitud. En la figura 27. que se muestra continuación se puede observar un ejemplo típico de un estado mecánico común.
2.7 PERFORACIÓN DIRECCIONAL. La perforación direccional es una técnica de perforación rotatoria que guía la columna de perforación siguiendo una trayectoria curva a medida que el agujero se hace más profundo. Este método se utiliza para llegar hasta yacimientos que son inaccesibles mediante la perforación vertical. Así mismo reduce los costos, ya que permite perforar varios pozos en distintas direcciones desde una sola plataforma. Este mayor alcance de perforación permite penetrar en yacimientos submarinos desde la costa. Muchos de estos métodos son posibles
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gracias al empleo de ordenadores para guiar perforadoras automáticas y tubería flexible (espiral), que se sube y baja sin tener que conectar y desconectar secciones. Figura 27. Ejemplos de Estado Mecánico
Fuente. Los Autores
2.8 CEMENTACIÓN. Después de que la tubería de revestimiento se ha colocado correctamente en el hueco, una mezcla de cemento se bombea rápidamente por interior de la sarta tubería que esta en el pozo. La presión la conduce hacia fuera y sube a través del espacio anular entre la tubería y la pared del agujero. El cemento es seguido por un volumen de líquido (agua o salmuera) suficiente para empujarlo. Una vez que todo el cemento endurezca, queda una pequeña cantidad de cemento en la tubería la cual es taladrada. Entonces la tubería es probada para notar que presión (peso de lodo) es capaz de soportar, para la referencia futura. Si falla en la prueba, un trabajo remediador de cemento (apretón o squeeze) puede ser requerido. Una vez que el trabajo del cemento pase la prueba de presión, el perforar puede continuar. Cementar el revestimiento y el liner quizás sea probablemente la operación más importante en el desarrollo de un pozo de aceite y de gas. La calidad de estas operaciones de cementación afectará el éxito de los esfuerzos de perforar, o de la terminación de un pozo. Los materiales de cementación bien varían desde cemento de Pórtland básico usado en construcción civil de todos los tipos, a los cementos para propósitos especiales basados en resinas. El propósito de todos estos materiales de cementación es proveer una mezcla fluida, de agua y de los añadidos que se pueda bombear a las localizaciones específicas dentro del pozo con facilidad. Una vez que la mezcla haya alcanzado su lugar previsto en el pozo y ha transcurrido un rato de la disposición, el material de la mezcla puede convertirse
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en un material sólido casi impermeable y durable, capaz de enlazar a la tubería de acero con la roca. La industria de construcción civil utiliza las mezclas del cemento Pórtland y de agua con el agregado limpio de roca para formar el concreto. El material compuesto formó por la adición de las rocas un material sólido que tiene una fuerza compresiva perceptiblemente más alta que el sólido formado por la mezcla solidificada del cemento y del agua solamente. La roca del agregado tiene generalmente una fuerza compresiva muy alta (de la orden de 5.000 a 20.000 Psi). El cemento por sí mismo tendrá una fuerza compresiva de cerca de 1.000 a 3.000 PSI. Por lo tanto, el agregado de la roca junto con la matriz del cemento sólido puede formar un concreto compuesto de alta resistencia con las fuerzas compresivas del orden de 4.000 a 15.000 Psi. La industria de perforación bien no utiliza generalmente el agregado con el cemento a excepción de la harina de silica y de la arena de Ottawa. Esto es principalmente debido al espaciamiento apretado dentro de un pozo que imposibilita el paso de las partículas más grandes del agregado a través del sistema. Así, la industria se refiere a este material como simplemente cemento. La mezcla bombeada a los pozos es generalmente una mezcla del cemento y del agua con los añadidos apropiados. Debido a la carencia del agregado, la fuerza compresiva de cementos bien se restringe a cerca de 3.000 Psi.
2.9 COMPLETAMIENTO. El siguiente paso después de sentar los revestimiento y los liners, es la fase de de completamiento del pozo. La figura 28. muestra los tipos de completamientos y tecnicas más comunes que se pueden encontrar en los pozos petroleros. Completamiento simplemente significa hacer que el pozo esté listo para producir aceite y gas bajo presiones y tazas de flujo controladas. La figura 28. muestra las cuatro técnicas más comunes de completamiento. En las cuatro técnicas el revestimiento previene que las formaciones sobre la zona productora colapsen. Si la formación productora es suficientemente fuerte, como es el caso de las calizas, un tramo del revestimiento puede ser cementado inmediatamente sobre la formación, dejando la formación productora sin soporte. Esto es llamado completamiento de hueco abierto (open hole completion). Si la roca yacimiento necesita soporte, otros métodos pueden ser usados: Revestimiento perforado o liner (gun perforated completion). En este método, el revestimiento o el liner es colocado a través de la zona productora y cementado allí. Entonces, agujeros son hechos mediante cargas explosivas a través del revestimiento y el cemento, hasta la formación. Estas perforaciones son creadas con un cañón que es bajado dentro del hueco por cable. El cañón es disparado electrónicamente, de manera que perfore la tubería y la zona de interés en determinados intervalos. Una vez las perforaciones han sido hechas, el petróleo y/o gas pueden fluir a través del revestimiento. Liner ranurado o perforado (liner completion).
En este segundo método un liner rasurado o preperforado es colgado al final del último revestimiento. Si la formación productora es débil o
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poco consolidada, arena y otros sólidos pueden ser arrastrados al pozo junto con el petróleo extraído. Para prevenir esta producción indeseada de arena, el liner puede contener una capa de alambre enrollado o grava para evitar que la arena pase junto con el fluido producido . Figura 28. Tipos de completamiento
Fuente. Mud Manual
(gravel packed liner completion). Este método es útil si la formación es débil, consiste en colocar cuidadosamente grava de un tamaño adecuado en el espacio anular entre el liner y la cara de la formación. Este empaquetamiento forma una capa permeable que evita que restos sólidos fluyan junto con el petróleo durante la producción.
Empaquetamiento con grava
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