GENERALIDADES Y CONCEPTOS BASICOS DE PERFORACION.
1. DEFI DEFINI NICI CIÓN ÓN DE LA PERF PERFOR ORAC ACIÓ IÓN. N. 2. DEFIN EFINIC ICIÓ IÓN N DE UN POZO. 3. TIPOS DE POZOS. 4. TIPO TIPOSS DE EST ESTRU RUCT CTUR URAS AS GEO GEOLÓ LÓGI GICA CAS. S. 5. SELE SELECC CCIÓ IÓN N DE DE EQUI EQUIPO POSS DE DE PERF PERFOR ORAC ACIÓ IÓN. N. 6. RECO ECOLECC LECCIÓ IÓN N DE DATOS TOS.
La única manera en la que se puede verificar la existencia de reservas de petróleo en el subsuelo, aun después de haber explorado y corrido análisis de su posible ubicación, es perforar un pozo en el lugar.
Sin duda alguna la única manera en la que se puede verificar la existencia de reservas de petróleo en el subsuelo, aun después de haber explorado y corrido análisis de su posible ubicación, es perforar un pozo en el lugar. s. Un método de perforación en el que se perfora un agujero con una barrena rotativa, a la que se le aplique una fuerza descendente. v. Barrenar un agujero en la tierra, usualmente para descubrir y extraer los fluidos de las formaciones del subsuelo, tales como el petróleo y el gas. Es el proceso mediante el cual con el uso de una herramienta de corte (Barrena) se construye un agujero atravesando las capas rocosas de la tierra con la finalidad de llegar a un objetivo predeterminado (Yacimiento) con la finalidad de crear un conducto (Pozo). Es un conducto que permite comunicar los fluidos del yacimiento con la superficie, a través de una tubería, permitiendo con ello realizar la explotación racional de los mismos de una forma segura.
Es el primer pozo que se perfora para la comprobación de la existencia o no de un yacimiento potencialmente comercial. El principal objetivo de estos pozos es la incorporación de reservas. Es la perforación de pozos localizados fuera de los límites de yacimientos conocidos o descubiertos con el objetivo de buscar nuevos horizontes productores, arriba o abajo del horizonte productor. Es aquel pozo que se perfora para delimitar el yacimiento encontrado, confirmar su extensión y determinar el volumen de la reserva probada (agua ó hidrocarburo). Este pozo se perfora con el único fin de obtener información geológica en una zona determinada. Es la perforación de pozos con la que se va a iniciar el desarrollo ó completarlo para optimizar su explotación, ambas dentro de los límites que se conocen al momento en que se inicia ó se continúa la perforación, siendo el objetivo terminar dichos pozos en el horizonte productor. Se perforan para mantener la presión del yacimiento mediante la inyección de agua, CO2, nitrógeno, metano, etc.
Se emplean para controlar pozos descontrolados. La profundidad total de estos pozos se ubicará a no menos de 3 m de la zapata del pozo descontrolado. Se utilizan para inyectar aguas residuales y recortes de perforación. En la Terminal marítima de Dos Bocas se están inyectando un promedio de 15,000 barriles por día de agua residual. Estos pozos son diseñados y construidos para servir el almacenamiento estratégico y evitar cierres de producción (de aceite) ocasionados por efectos meteorológicos. Estos pozos se perforan para la obtención de vapor utilizado para la generación de electricidad. Utilizados para la explotación de acuíferos subterráneos (agua dulce). Estos pozos pueden tener los siguientes objetivos: con fines de riego, para uso domestico, abrevadero e industriales.
Existen dos teorías que tratan de explicar el origen del petróleo: la inorgánica y la orgánica. Inorgánica: plantea varios tipos de explicaciones según las cuales el carbono, el hidrógeno y otros compuestos pudieron en condiciones diversas y extremas (alta presión y temperatura) reaccionar bajo la superficie de la tierra formando los hidrocarburos específicos. Orgánica: Como se sabe los organismos vivos obtienen su energía del sol gracias a los alimentos que consumen. A través del proceso de fotosíntesis las plantas transforman la energía solar en alimento, esta energía es absorbida por los animales cuando ingieren las plantas. En los procesos de descomposición de los animales que mueren la energía es liberada y absorbida por la tierra. Así sucedió hace miles años, cuando los dinosaurios murieron, los ríos y la lava de los volcanes arrastraron sus huesos al fondo de los mares cubriéndolos de lodo y piedras. Al no obtener estos restos contacto con el aire no se descomponen sino que se transformaron en un líquido negro y aceitoso.
Durante el paso de los años se han observado cambios en la fisonomia de los paisajes de la tierra; algunas montañas se hacen mas planas, o bien incrementan en volumen, los suelos cambian de color, los ríos cambian de cauce generando grietas o lavando los suelos por el material que arrastran en sus corrientes; es por ello que se dice que la tierra en es un sistema biofísico y químico que en todo momento esta en constante cambio en el cual las rocas se transforman constantemente por la acción de varios factores como son la acción del viento, el agua, los glaciares, los movimientos telúricos, erupciones volcánicas, agentes biológicos y químicos, temperaturas y presiones extremas que los degradan o permiten su formación.
En geología se le denomina roca a la asociación de uno o varios minerales, natural, inorgánica, heterogénea, de composición química variable, sin forma geométrica determinada, como resultado de un proceso geológico definido. Las rocas se pueden clasificar atendiendo a sus propiedades, como la composición química, la textura, la permeabilidad, entre otras. En cualquier caso, el criterio más usado es el origen, es decir, el mecanismo de su formación. Las rocas están sometidas a continuos cambios por las acciones de los agentes geológicos, según un ciclo cerrado (el ciclo de las rocas), llamado ciclo litológico.
Se forman por la solidificación del magma, una masa mineral fundida que incluye volátiles, gases disueltos. El proceso es lento, cuando ocurre en las profundidades de la corteza, o más rápido, si acaece en la superficie. El resultado en el primer caso son rocas plutónicas o intrusivas, formadas por cristales gruesos y reconocibles, o rocas volcánicas o extrusivas, cuando el magma llega a la superficie, convertido en lava por desgasificación. Las rocas magmáticas intrusivas son las más abundantes, forman la totalidad del manto y las partes profundas de la corteza. Son las rocas primarias, el punto de partida para la existencia en la corteza de otras rocas.
Ejemplos: Diorita, la riolita, el pórfido, el gabro, el basalto y el granito.
Las rocas sedimentarias son rocas que se forman por acumulación de sedimentos que, sometidos a procesos físicos y químicos (diagénesis), dan lugar a materiales más o menos consolidados. Pueden formarse a las orillas de los ríos, en el fondo de barrancos, valles, lagos, mares, y en las desembocaduras de los ríos. Se hallan dispuestas formando capas o estratos. Existen procesos geológicos externos actúan sobre las rocas preexistentes y las meteorizan, transportan y depositan en diferentes lugares dependiendo del agente que transporte (agua, viento, hielo). De igual manera, distintos organismos animales o vegetales pueden contribuir a la formación de rocas sedimentarias (fósiles). Las rocas sedimentarias pueden existir hasta una profundidad de diez kilómetros en la corteza terrestre. Estas rocas pueden presentarse sueltas o consolidadas, es decir, que han sido unidas a otras por procesos posteriores a la sedimentación, conocidos como diagénesis. Terrígenas (arcilla o limo (lutita), conglomerado, arenisca, etc.). Sedimentación y diagénesis de partículas de origen continental, sin o con influencia de precipitación de carbonatos marinos (marga). •Carbonatadas (creta, caliza, dolomita, etc.) •Silíceas (Diatomita, radiolarita, calcedonia, caolín, etc.) Sedimentación y diagénesis de partículas orgánicas silíceas; o de meteorización de granitos cuarzosos. •Orgánicas (carbón mineral, petróleo, etc.). Reducción de sedimentos orgánicos en medios palustres. •Ferro-aluminosas (limonita, laterita, etc.). De procesos de meteorización de menas férrico-alumínicas. •Fosfatadas (fosforitas sedimentarias, turquesa, etc.). De sedimentación y transformación del guano, o a partir de la precipitación de geles fosfatados en medios alumínicos. •
Son las que se forman a partir de otras rocas mediante un proceso llamado metamorfismo. El metamorfismo se da indistintamente en rocas ígneas, rocas sedimentarias u otras rocas metamórficas, cuando éstas quedan sometidas a altas presiones (de alrededor de 1.500 bar), altas temperaturas (entre 150 y 200 °C) o a un fluido activo que provoca cambios en la composición de la roca, aportando nuevas sustancias a ésta. Al precursor de una roca metamórfica se le llama protolito. Las rocas metamórficas se clasifican según sus propiedades físico-químicas. Los factores que definen las rocas metamórficas son dos: los minerales que las forman y las texturas que presentan dichas rocas. Las texturas son de dos tipos, foliadas y no foliada. Textura foliada: Algunas de ellas son la pizarra (al romperse se obtienen láminas), el esquisto (se rompe con facilidad) y el gneis (formado por minerales claros y oscuros). Textura no foliada: Algunas de ellas son el mármol (aspecto cristalino y se forman por metamorfismo de calizas y dolomías), la cuarcita (es blanca pero puede cambiar por las impurezas), la serpentinita (que al transformarse origina el asbesto) y la cancagua.
Las lluvias arrastran no solo arenas, arcillas y limos, sino además materia orgánica proveniente de vegetales, animales, algas y otras formas de vida microscópicas, que son transportadas por los ríos hacia el mar, o cuerpos de agua continentales (lagos p. ej.). Allí se mezclan con otras materias tanto inorgánicas como orgánicas y termina sedimentándose en el fondo, esto es se depositan en grandes cantidades formando un manto sedimentario. Nuevas capas de sedimentos se van acumulando sobre las primeras sometiéndolas a presión y cambios de temperatura que, en conjunto con la descomposición de la materia orgánica por acción de microorganismos, permiten la formación de petróleo y gas. Por supuesto los sedimentos inorgánicos en estas condiciones también sufren cambios en largos períodos de tiempo y terminan compactándose formando lo que los geólogos llaman rocas sedimentarias. Cuando estas rocas acompañan la formación de petróleo se les denomina roca generadora.
El petr óleo se encuentra inicialmente contenido en las porosidades de la roca generadora, pero como todos los lí quidos éste junto con el gas buscan alcanzar zonas en las cuales las presiones son más bajas, que son las de estratos m ás superficiales, a través de rocas porosas a las cuales se les denomina rocas conductoras, y al movimiento que experimenta migración primaria. Finalmente los hidrocarburos alcanzan rocas muy porosas en las cuales la presi ón es menor, estas rocas se designan con el nombre de rocas almacenadoras y los movimientos producidos dentro de ella migración secundaria. Estas rocas se comportan como esponjas empapadas por el petr óleo, el gas y en algunos casos por agua que acompaña los depósitos de hidrocarburos. La porosidad de estas rocas es de gran importancia para la ingenier í a de petr óleos ya que determina la capacidad de acumulación y movilidad de los fluidos. Entre ellas tenemos las areniscas y las rocas carbonatadas. Puede ocurrir que el gas y petr óleo alcancen la superficie, bien a través de las rocas porosas, o bien a trav és de las fisuras y fallas del mismo. Estos afloramientos naturales fueron explotados para diversos usos como ya se explico y en los casos en los que los gases se inflamaron dieron origen a los fuegos sagrados de la antig üedad. En la mayor ía de los casos sin embargo, los hidrocarburos quedan confinados a la roca almacenadora debido a que esta rodeada por rocas impermeables (rocas sello – arcillas, sal, etc.-), que impiden el paso del fluido, sirviendo as í como cierre a su migraci ón o desplazamiento. A este obstáculo se le denomina Trampa y se les clasifica según el origen de las mismas.
Las capas de sedimentos se disponen en capas o estratos que pueden o no ser paralelas, en sentido horizontal o inclinado. Sin embargo, estos estratos se ven sometidos a fuertes presiones debidas a fuerzas propias de la corteza terrestre que llegan a plegar, fracturar o inclinar estas capas. Las mas visibles consecuencias de estos movimientos son las elevaciones de los terrenos que pasado mucho tiempo llegan a conformar las montañas. Si el material de los estratos no es muy rígido se formaran ondulaciones o pliegues, de lo contrario tendera a fracturarse formando las llamadas fallas. Igualmente algunos materiales blandos tenderán a desplazarse a través de las fracturas de los rígidos. Podemos producir esta acción experimentalmente colocando capas de arcilla húmeda sobre una superficie una encima de la otra. Posteriormente se ejerce presión desde los extremos de las capas hacia el centro en sentido paralelo y notaremos el plegamiento de las capas. Si dejamos secar el material e intentamos nuevamente ejercer la misma presión, la capas tenderán a fracturarse, desplazándose unas sobre otras.
Las capas de sedimentos se disponen en capas o estratos que pueden o no ser paralelas, en sentido horizontal o inclinado. Sin embargo, estos estratos se ven sometidos a fuertes presiones debidas a fuerzas propias de la corteza terrestre que llegan a plegar, fracturar o inclinar estas capas. Las mas visibles consecuencias de estos movimientos son las elevaciones de los terrenos que pasado mucho tiempo llegan a conformar las montañas. Si el material de los estratos no es muy rígido se formaran ondulaciones o pliegues, de lo contrario tendera a fracturarse formando las llamadas fallas. Igualmente algunos materiales blandos tenderán a desplazarse a través de las fracturas de los rígidos. Podemos producir esta acción experimentalmente colocando capas de arcilla húmeda sobre una superficie una encima de la otra. Posteriormente se ejerce presión desde los extremos de las capas hacia el centro en sentido paralelo y notaremos el plegamiento de las capas. Si dejamos secar el material e intentamos nuevamente ejercer la misma presión, la capas tenderán a fracturarse, desplazándose unas sobre otras.
Estos esquemas son ideales y son muy variadas las formas de los yacimientos de los hidrocarburos. Igualmente el comportamiento de los yacimientos difiere de acuerdo a la composición de los componentes presentes en él. Los depósitos de petróleo pueden estar acompañados de gas, de agua o de los dos. Las diferencias de presión y energía dentro del yacimiento están dadas por la presencia y cantidad de uno y otro. Esto es de gran importancia para la explotación del petróleo ya que la presión y energía contenida en el yacimiento facilita su extracción.
ANTICLINAL FALLA DOMO SALINO
ACUÑAMIENTO
DISCORDANCIA
Indudablemente, es indispensable la utilización de un equipo para efectuar cualquier operación involucrada con la perforación de pozos. El tipo de equipo dependerá de la localización del pozo (marino o terrestre) pero de forma general es necesario considerar algunos parámetros, tales como capacidad de carga y profundidad; además, en el caso de pozos marinos, el tirante de agua. Al realizar la selección del equipo de perforación se deben de realizar las consideraciones de las cargas a soportar por el equipo de las tuberías de revestimiento a introducir dentro del pozo y sarta de perforación; la potencia requerida para mover las cargas por el malacate, el sistema de circulación de acuerdo a los gastos y presiones requeridos por el análisis de hidráulica, presiones esperadas en la cabeza del pozo, el uso de un sistema top drive, entre otros aspectos todo ello con el fin de seleccionar un equipo eficiente y adecuado a las necesidades requeridas por el pozo.
Dentro de la clasificación de los equipos terrestres estos se clasifican en dos subdivisiones; equipos convencionales y autotransportable. Los primeros son los que tienen una mayor capacidad con respecto a la profundidad de perforación, algunos de los componentes que integran este tipo de equipos son transportados y ensamblados individualmente; mientras que en los segundos cuentan con un conjunto de malacate-motores C.I. montados sobre un remolque que los autotransporta. Así este tipo de equipos cuenta con mayor facilidad de transporte de una localización a otra sin embargo su profundidad de perforación es menor. Los rangos de trabajo de estos equipos de acuerdo a la siguiente tabla se clasifican en: CLASIFICACIÓN PESO LIGERO MEDIO PESADO ULTRA PESADO
PROFUNDIDAD METROS PIES 1,000 – 1,500 3,000 – 5,000 1,500 – 3,000 5,000 – 10,000 3,000 – 5,000 10,000 – 16,000 5,000 – 7,500 16,000 – 25,000
Los equipos de perforación pueden perforar menos de su límite inferior pero económicamente pueden salirse del margen presupuestal previsto, pero nunca un equipo de perforación deberá exceder su límite máximo de profundidad, ya que se pone potencialmente en riesgo tanto al pozo como la seguridad del personal y del mismo equipo, puesto que no puede soportar grandes pesos para pozos más profundos para los cuales no está diseñado.
EQUIPOS DE PERFORACIÓN TERRESTRE CONVENCIONALES
AUTOTRANSPORTABLES
Los equipos apoyados en el fondo se dividen a su vez en: Son equipos usados en aguas muy someras como ríos, bahías donde el tirante de agua es hasta de 15m. Este tipo de estructuras poseen dos cascos; el superior usado para alojar el equipo y a la cuadrilla de perforación y el inferior el cual es el área de lastrado siendo este mismo la base donde descansa el equipo en el fondo marino. La mayoría de las barcazas no tienen autopropulsión y para moverse de una localidad a otra es necesario desplazarse con la ayuda de remolcadores
Son equipos de perforación instalados sobre estructuras metálicas las cuales se extienden desde el lecho marino hasta la superficie y suelen trabajar a profundidades de hasta 100m de tirante de agua. Estas estructuras se instalan por módulos en el lugar donde se ubicaran; sus principales componentes son la subestructura que es la parte sumergida en el tirante de agua, la superestructura la cual provee un espacio entre el nivel del mar y el modulo el cual provee sobre si todo el equipo. SEA PONY TRÍPODE
SEA HORSE
TETRÁPODO
Este tipo de plataforma posee la capacidad de trasladarse de una localización a otra por medio de autopropulsión o remolcadores. Algunas plataformas de este tipo poseen tres o cuatro patas y en algunos casos estas están unidas por debajo del casco (plataformas tipo Mat) y en algunos otros sus patas son independientes. Una vez que la plataforma está ubicada en posición deseada esta comienza a bajar sus patas hasta alcanzar el fondo marino una vez que estas están asentadas sobre el fondo marino la cubierta de la plataforma es elevada hasta tener un equipo de perforación estable. Este tipo de plataformas suele perforar en tirantes de agua de hasta 90m.
Las unidades semisumergibles poseen dos o más pontones sobre los cuales flotan los cuales pueden estar separados o unidos por columnas o zapatas. Estas plataformas cuentan con un sistema autopropulsión ubicado en los pontones. Estos equipos están diseñados para perforar bajo condiciones de oleaje y vientos severos así como a profundidades de tirante de agua de 3000m
Consiste en una estructura que se encuentra sujeta por tensores verticales, los cuales se encuentran conectados y cimentados a pilotes que son asegurados al lecho marino. Este tipo de plataformas han tenido éxito en profundidades de tirantes de agua cercanas a los 1400m. Existen tres modelos de TLP s las convencionales, similares a las semisumergibles, estrella de mar y TLP Moses. ´
Debido a su configuración el barco perforador es el más móvil de todas las unidades de perforación. Por su forma y capacidad de cubierta permite cargar una gran cantidad de equipo y material para perforar por lo que hablar de reabastecimiento no es muy frecuente. Utilizando un sistema de anclas este tipo de unidades puede perforar en aguas poco profundas sin embargo al adentrarse en aguas más profundas hace uso del posicionamiento dinámico. Su estructura posee un área abierta al fondo del casco llamada moon pool por medio de la cual se efectúa la perforación. Su principal problema es el movimiento vertical debido a su superficie de contacto; sin embargo los barcos de hoy en día poseen un sistema compensador de movimiento vertical el cual durante la perforación actúa controlando el peso sobre la barrena y con ello asegurándose que a la barrena siempre tenga el mismo peso. Sin este sistema el movimiento oscilatorio de arriba abajo haría que la barrena rebotara en el fondo reduciendo el tiempo de perforación, ocasionado daños a la sarta y al mismo equipo. Estos equipos de perforación pueden ser usados en tirantes de agua de hasta 1200m.
Los componentes del equipo, son una parte fundamental para el buen desempeño del mismo en las intervenciones a realizar para el cumplimiento de los objetivos programados. Por su diseño y tamaño los equipos de perforación pueden subdividirse en los siguientes grupos de sistemas: Sistema de Izaje, Sistema de Rotación, Sistema de Potencia, Sistema de Circulación y el Sistema de Control de Presión; básicamente un equipo de perforación se compone de estos cinco sistemas aunque actualmente se habla de un sexto sistema, el sistema de monitoreo de información
MASTIL
MALACAT E
CORONA
BLOCK, GANCHO Y ELEVADOR
ANCLA PISO DE PERF´N
CABLE DE PERF´N
El Sistema de Izaje provee el equipo y las áreas de trabajo para levantar, bajar o suspender el equipo usado en el sistema de rotación. El sistema de Izaje esta dividido en dos partes principales: 1. La estructura de soporte 2. El equipo de Izaje La estructura de soporte esta dividida en: 1. La subestructura 2. La torre de perforación 3. El piso de perforación
Tiene como función principal sostener el sistema rotatorio mientras se perfora el pozo, proporcionando así el equipo apropiado y áreas de trabajo necesarias para ascender, descender o mantener estáticas las enormes cargas que requiere el sistema rotatorio durante la operación de perforación. Es la plataforma de trabajo donde la cuadrilla ejecuta las maniobras durante la perforación del pozo, soporta parte del equipo y herramientas requeridas. En este miso lugar está ubicada la consola del perforador, siendo desde aquí donde se controlan las operaciones del pozo.
Mástil: Es una estructura de acero capaz d soportar todas las cargas verticales y el empuje máximo de la velocidad del viento. La altura de éste no influye en la capacidad de carga del mismo, pero sí influye en la altura de las secciones de tubos (lingadas) que se puedan sacar del agujero sin tener que ser desconectadas.
Es la unidad de potencia más importante de un equipo, consiste en un tambor, el cual gira sobre un eje sobre el cual se enrolla el cable de perforación proporcionando así la posibilidad de levantar y con ello aumentar o disminuir la capacidad de carga. Los propósitos principales del malacate son los de izar e introducir la tubería al agujero. Dependiendo en qué dirección gire el carrete, la sarta de perforación sube o baja a medida que el carrete enrolla o desenrolla el cable. Posee varios embragues que facilitan el cabio de dirección y velocidad; posee un freno mecánico que puede parar la carga inmediatamente. El otro freno, generalmente hidráulico (hidromático) o eléctrico, controla la velocidad de descenso de una carga.
Cuando una fuerza actúa sobre un cuerpo causa un desplazamiento se dice que la fuerza realiza un trabajo.
La velocidad con la que se efectúa un trabajo representa la potencia:
Un caballo de fuerza (HP) es una unidad de potencia. Se dice que se desarrolla un HP cuando en 1seg) se efectúa un trabajo de 33,000 Ib- ‐ pie en un minuto (o sea 550 Ib-- ‐ pie
PERDIDAS POR FRICCION: TRANSMISION + CADENAS + RODAMIENTO +
La eficiencia a manejar se puede establecer de E= 75 a 80%.
En la grafica se observa como varia el caballaje requerido en función de la velocidad de extracción.
Ejemplo: Calcular la potencia en HP de un malacate que levantara un peso de 200,000 lb a una altura de 90 pies en un tiempo de 1 min, sin considerar perdidas.
En la grafica se observa que al aumentar el peso, aumenta el tiempo de izaje (disminuye la velocidad).
Del ejercicio anterior cual seria la capacidad del malacate real si se tiene una eficiencia del 80%.
Nota: Para una potencia determinada, la carga levantada es inversamente proporcional a la velocidad de levantamiento. Esto significa que: A velocidad menor -- ‐ mayor capacidad de carga. A velocidad mayor -- ‐ menor capacidad de carga
ACTUADORES DEL FRENO DE EMERGENCIA DISCOS DEL FRENO
ACTUADORES DEL FRENO
¿Cuál deberá de ser el diámetro del carrete para un equipo que opera con 6 líneas, donde la longitud de la lingada es de 59 ft y el diámetro del cable es de 1 1/8 ? ”
Nota: El diámetro mínimo para un malacate debe de ser de 20 a 24 veces mayor que el diámetro del cable Con este valor la resistencia al rompimiento del cable enrollado sobre el carrete, sera del 92 al 85% de su resistencia total.
Es un bloque que se localiza en el tope de la torre de perforación, contiene una serie de poleas en las cuales se enrolla el cable de perforación proveyendo así un medio para llevar el cable desde el tambor del malacate hasta la polea viajera.
Constituyen un conjunto cuya función es soportar la carga que está en la torre mientras se introduce o extrae la sarta de perforación del agujero.
Su función es resistir el peso de la sarta de perforación durante las operaciones de ascenso y descenso de la misma, así como el de las tuberías de revestimiento. En el mercado existen varias configuraciones de cable de perforación. Corona Línea viva Línea muerta Malacate Ancla Polea viajera Carrete del cable
El cable esta formado por torones y un alma, varios torones se tuercen alrededor de un alma para formar el cable. Toron
La trama de un cable describe la dirección en la que los alambres y los torones están envueltos uno del otro. Es el tipo de construcción del cable.
Alma
El trabajo principal que desarrolla un cable es: Durante
la perforación. Viajes para cambio de barrena. Introducción de tuberías de revestimiento. Operaciones
diversas (pesca, núcleos, etc.)
La trama derecha, indica que la dirección del espiral es hacia la derecha. La trama izquierda, indica que la dirección del espiral es hacia la izquierda. La trama REGULAR, señala que los hilos en cada torón están torcidos en dirección contraria a la dirección del espiral de los torones; esta torsión en direcciones opuestas fortalece el cable y reduce la tendencia a desenroscarse. Los Cables con trama LANG, tienen los torones y los hilos de cada torón torcidos en la misma dirección.
El cable es un elemento de transmisión entre el sistema de potencia y el trabajo de levantamiento del aparejo y durante su operación es sometido a: rozamiento, escoriado, vibrado, torcido, compresión y estirado; razón por la cual se debe aplicar un factor de seguridad en su diseño. El API proporciona los siguientes factores: Factor de diseño
Tipo de servicio Sondeo Levantar
y bajar mástil
Introducir
TR
Pescas
F.S. = Rcable
C.E
Tf =
Wg N Eg
3 2.5 2 2
F.S. = (Rc x N x Eh) / Wg Donde:Rc resistencia del cable (lbs)
donde:
N Eg
es el número de líneas en la polea viajera (gancho) es la eficiencia aplicada al gancho
Wg es el peso en el gancho (lbs) Tf tensión en la línea viva (lbs)
Ej: Se usará un cable de 1 3/8 pg, 6 x 19 SEALE para correr una T.R. que pesa 500,000 lbs. Se desea saber si con un guarnido de 10 líneas el cable cumple con un factor de seguridad de 2. La resistencia del cable es de 192,000 lb y la eficiencia por polea de 0.98. Eg = (0.98) 10 = 0.817
Fs =
Rcable Tf
=
Tf =
192,000 = 3.137 61 199
Wg N Eg
=
500,000 (10) (0.817)
= 61,199 lbs
Si cumple con el factor de seguridad
El factor de seguridad (FS) del cable también puede ser obtenido de la siguiente forma: Fs = (Rc x N x Eh) / Wg Donde:
Rc resistencia del cable (lbs)
Fs = (192000 x 10 x 0.817) / 500000
Fs = 3.137 Si el Fs hubiese resultado menor de 2, se tendría que cambiar el cable o aumentar el número de líneas en la polea viajera.
Wg V HPg = 33000
donde:
HPg HPm = 33000 Eg Em
donde:
HPg caballos de potencia al gancho (HP) V velocidad de izaje en (pies/min) HPm caballos de potencia de salida en los motores (HP) Eg eficiencia del gancho Em eficiencia del malacate
La unidad normal de potencia es el caballo de fuerza (HP) = 75 kg-m/seg
Ej: Se usará una sarta de perforación para perforar un pozo que tendrá un peso de 300,000 lb, la velocidad de izamiento será de 93 pies/min. Se tienen 8 líneas guarnidas al gancho. El equipo tiene los siguientes componentes: 1 Flechas 4 Cadenas 3 7 Total
Motor 2 6 5 11
3 7 4 11
Suponga una eficiencia del 75% en los convertidores de torsión y del 98% para cada polea. Calcular los requerimientos mínimos de potencia en los motores.
Solución: HPg = (300000) (93) / 33000 = Eg = (0.98) 8 = HPm = HPg / 0.850 = E = [(0.98)7 + (0.98)11 + (0.98)11] / 3 = HPm = 994 / 0.823 = HHP = HPM / Ec = 1207 / 0.75 =
.
Su función es fijar la última línea que viene del bloque de la corona y permite el suministro del cable de perforación nuevo desde un carrete, cada vez que se requiera correr y/o cortar el cable desgastado. Corona Línea viva Línea muerta Malacate Ancla Polea viajera Carrete del cable
La Ventaja Mecánica de un sistema de izaje es determinado por el bloque, la polea y el numero de líneas de trabajo entre la corona y la polea viajera. Por lo tanto, para la condición estática (sin perdida de fricción en las ranuras de las poleas) . F= La fuerza en la línea rápida para mantener la carga en el gancho.
Wcarga Ff = donde: J
Wcarga : Es el peso de la polea viajera + el pero de la sarta (lbs). Afectado por el efecto de flotación. J : Numero de lineas trabajando entre la corona y polea viajera.
Bajo condiciones estaticas. Fd la fuerza en la linea muerta es de:
Wcarga Fd = J
La ventaja mecánica Vm bajo condiciones estáticas es:
Wcarga =J Vm (estatica) = Fd Cuando la polea esta levantando la carga, se pierde fricción en el corona y la polea viajera. Normalmente se asume que estas perdidas son aproximadas a un 2 porciento por línea de trabajo. Bajo condiciones dinámicas, debe haber un factor de eficiencia por el sistema de poleas que refleje estas perdidas. La eficiencia será interpretada como eficiencia en el Sist. de izaje(eh).
El factor mas importante para el diseño de un sistema de elevación es la Sarta de Trabajo (Perforación} y TR S) ´
El punto de partida en el diseño de un equipo de elevación debe ser el sistema de aparejo de poleas. La potencia en caballos de fuerza (HP) requeridas para levantar las sartas de trabajo se calcula con la siguiente formula:
UNA POLEA W = 136,200 kg levantar 0.3 m w
w
T = F x d = 136200 x 0.3 = 40,860 kg -m Si realiza el trabajo en un segundo: Potencia = Trabajo / tiempo
w
w
Potencia = 40,860 kg –m /seg Si 1 HHP = 75 kg –m HP requeridos = 544.8 HP
La distancia que recorre el cable en el malacate es la misma que recorre la carga (0.3 m).
TRES POLEAS EN LA CORONA Y DOS EN LA POLEA VIAJERA W = 136,200 lb levantar 0.3 m Distancia recorrida en el malacate = No. de líneas x la distancia recorrida por la carga.
w/4
D = 4 x 0.3 = 1.2 m
w/4
w/4
w/4
Fuerza del malacate = W / No. Líneas
F = 136200 / 4 = 34,050 kg T = F x d = 34050 x 1.2 = 40,860 kg - m
W /4
Potencia = Trabajo / tiempo Potencia = 40,860 kg –m/seg Si 1 HHP = 75 kg –m
w
w/4
A pesar de que el sistema de elevación es diferente. El cable se encuentra enrollado alrededor de 3 poleas en la corona y 2 en la polea viajera (anclado en la pierna del mástil). Sin embargo, se requiere hacer el mismo trabajo es decir levantar la tubería 0.3 mts en un segundo y conocer los caballos de fuerza.
Conclusiones 1. La carga real ejercida sobre el mástil es mayor que la carga por levantar. 2. A medida que aumenta el numero de poleas, disminuye la carga real sobre el mástil. 3. Fijar la línea muerta sobre la polea viajera reduce la carga en el mástil. 4. El uso de poleas disminuye la fuerza necesaria entre líneas para mover una carga dada.
La carga total en la torre en condiciones dinámicas será.
Para condiciones dinámicas, encuentre la carga total sobre la torre que esta cargando una sarta de perforación de 600,000 libras con 8 líneas de trabajo en las poleas. La corona pesa 9.000 libras y la polea viajera pesa 4,500 libras Suponga que no hay otras herramientas que cuelguen en la torre de perforación y que el línea muerta esta sujeta al piso de la torre frente al malacate en su posición normal. Supongamos que la perdida por fricción estándar es del 2% por cada línea de trabajo para calcular eh tendremos.
De la ecuación tenemos:
TOP DRIVE
MESA ROTARIA
SARTA DE
El sistema rotatorio forma un punto esencial en el equipo y su principal función es realizar la perforación del pozo, proporcionando la acción de rotación a la barrena para que realice la acción de perforar.
La mesa rotaria es un componente de acero muy pesado, generalmente de forma rectangular. Recibe energía del malacate mediante una cadena de transmisión; con ello produce un movimiento que genera vueltas transmitiéndose a la sarta de perforación. Su ubicación es sobre el mismo piso de perforación. Por otro lado el top drive es un sistema de rotación que se utiliza en lugar de la Kelly y la mesa rotaria. Posee un poderoso motor eléctrico que puede generar la acción de rotación a toda la sarta de perforación. Este sistema tiene la capacidad de moverse arriba y abajo sobre un riel anclado al mástil. Con este sistema se pueden perforar con 3 tubos a la vez. Sin embargo, los equipos que cuentan con un motor elevable, todavía necesitan una mesa rotatoria con un buje maestro para proporcionar un lugar donde suspender la tubería cuando la barrena no está perforando.
a.
Sistema rotatorio convencional
b.
Top drive
c.
Motor de fondo
a. El sistema rotatorio convencional.- Es superficial y transmite la rotación a la tubería de perforación a través de sus componentes que son: Mesa
rotaria (rotaria)
Buje maestro (buje)
Bushing kelly (bushing)
Kelly
(flecha)
Unión giratoria (swivel)
Sarta de perforación
Unión giratoria Válvula seguridad
kelly Válvula seguridad Bushing kelly Buje maestro Mesa rotaria
Mesa rotaria.Tiene como objetivo proporcionar el movimiento giratorio, que en conjunto con los bujes es transmitido a la flecha, al swivel y a la sarta de perforación.
El buje maestro se instala en la mesa rotaria y es el elemento que junto con la cuñas fijan la sarta de perforación a la rotaria para transmitirle el movimiento. Buje maestro Cuñas
El Bushing o Bushing kelly se instala en el extremo inferior de la flecha (kelly) y se une al buje maestro mediante unos pines para transmitir el movimiento a la flecha.
Cuello de ganso
Tubo lavador
Kelly o Flecha
Kelly o flecha
Bushing Rotaria
Pins
Buje maestro
La flecha (kelly).- Es un elemento de acero de forma cuadrada y hexagonal que se instala en la parte superior de la tubería de perforación, en ella se instalan válvulas de seguridad en ambos extremos para el control
Kelly hexagonal
Las flechas estandar miden 12.20 m (40 pies) con una sección útil de trabajo de 11.8 m (37 pies).
Polea viajera
Gancho
Kelly cuadrado Manguera flexible
Unión giratoria (swivel.- Este elemento esta sostenido por la polea viajero (block) y se instala en la parte superior de la flecha. Tiene tres funciones básicas:
Soportar el peso de la sarta de perforación y sus accesorios. Permite que la flecha gire sin enredar el cable Conecta el sistema de circulación con el sistema de rotación. Provee un sello hermético permitiendo el bombeo del lodo a alta presión.
Kelly
Son componentes armados en forma secuencial los cuales ya se han descrito en la sección de diseño de sartas de perforación y su finalidad principal es proporcionar peso sobre la barrena, conducir el fluido de perforación y transmitir rotación a la barrena. Es la tubería que se instala inmediatamente arriba de los TP lastra barrenas ó tubería pesada. Sus características son: diámetro, peso, grado, resistencia y longitud.
Esta tubería se instala inmediatamente debajo de la tubería de perforación. Proporciona el paso de transición entre los lastra barrenas y la TP para evitar daños a la TP por la rigidez de los lastra barrenas, ayuda a mantener en tensión a la TP y aporta peso a la barrena.
HW COMB.
15
DC
Su función es liberar la sarta cuando esta se encuentra atrapada. Es la tubería que se instala arriba de la barrena. Son muy pesados y son los que proporcionan el peso a la barrena para perforar, el rango de diámetro de esta herramienta es de 3 a 12 pg, su longitud promedio es de 9.5 m.
ESTAB.
VAL. SEG
Son utilizados para unir tubería con diferente rosca. Son instalados entre los lastra barrenas como protección de los mismos y mantienen la dirección de la barrena, algunos son equipados con elementos de corte (carburo de tungsteno).
ESTAB.
DC
P. BNA.
BNA.
.- Es un equipo superficial utilizado para imprimir rotación a la sarta de perforación sin la utilización de la mesa rotaria ni la flecha (kelly ). Sus principales componentes son:
Block Guía Gancho
Elevador
Manguera flexible Unión giratoria
Motor
Árbol de transmisión
Llave de apriete Preventores
Caja de transm Sustituto
El Top drive es una herramienta de reciente innovación, su utilización esta muy difundido en la perforación costa afuera por las ventajas que en ella representa, sin embargo en tierra esta mas restringido por su alto costo. La capacidad de carga oscila de 350 a 750 ton y la potencia de su motor de 600 a 2100 HP.
Reduce el tiempo de perforación.
La potencia de rotación es mas eficiente (r.p.m.)
Permite rotar y circular mientras se mete o extrae tubería.
Elimina 2/3 de las conexiones al perforar con lingadas.
Mejora el control direccional.
Toma núcleos en intervalos de 27 a 29 m.
Mejora la eficiencia de la perforación bajo balance.
Ayuda en la prevención de pegaduras.
Mejora la seguridad en el manejo de la tubería.
En plataformas no es necesario desconectar las lingds.
CUARTO DE CONTROL
MOTOR Y GENERADOR
Este sistema es el núcleo de todo equipo de perforación ya que en todo momento se debe mantener energizado el sistema circulatorio y el sistema de izaje y en muchos otros casos el sistema de rotación. Generalmente están compuestos de grandes motores capaces de generar la suficiente potencia que se requiere para operar algunos de los elementos de cada sistema.
Para este sistema se tienen dos métodos utilizados para transmitir potencia hasta los componentes de la instalación; el Diesel-Mecánico y el Diesel-Eléctrico.
En un equipo que posee transmisión mecánica, la energía se transmite directamente de los motores hacia el malacate, las bombas y otras maquinarias. Esto se hace a través de un ensamble de distribución compuesto de embragues, uniones, engranes, poleas y ejes. Generalmente la eficiencia que tienen este tipo de sistemas es del 65% el resto se pierde en fricción.
En una instalación Diesel-Eléctrica, los motores se encargan de suministrar la energía a grandes generadores los cuales producen electricidad la cual se transmite a través de cables hasta un dispositivo de distribución y de este a los motores eléctricos de cada equipo: malacate, bombas de lodo y mesa rotaria.
Dentro de las instalaciones Diesel-Eléctrica se manejan dos sistemas el C.D/C.D (corriente directa/corriente directa) y el C.A/C.D (corriente alterna/corriente directa). En los sistemas C.D/C.D se usan generadores y motores de corriente directa. La eficiencia real de todo el conjunto está en promedio del 87.5% debido a perdidas adicionales en requisitos de fuerza de los generadores. En este tipo de sistemas la energía disponible es limitada por la razón de que un solo generador C.D. puede enlazarse con un solo motor C.D dando como resultado 1600H.P. disponibles para impulsar el malacate. Los equipos de perforación con sistemas C.A/C.D se componen por generadores de C.A. y por rectificadores de corriente (de C.A. a C.D.) SCR s y con ello se obtiene una eficiencia de 98%; la energía disponible es concentrada en una barra común (PCR) pudiéndose canalizar parcial o totalmente a la máquina que se requiera. La ventaja de este sistema es que en un momento dado se puede dirigir toda la potencia concentrada en los PCR al malacate principal teniendo disponible una potencia de 2000HP. ´
CONTROL DE SOLIDOS
PRESAS DE ASENTAMIENTO BOMBAS PRESAS DE LODOS
Este es otro componente principal del equipo, proporciona un soporte indispensable al sistema rotatorio a medida que se profundiza en la perforación. Este sistema provee el equipo, materiales y áreas de trabajo para la preparar, mantener y realizar análisis al fluido de perforación.
El equipo superficial esta compuesto por:
El equipo sub superficial esta compuesto por:
Son el componente primario de cualquier sistema de circulación ya que con ellas se inicia la circulación del fluido de perforación a través de todo el sistema circulatorio integrado por el tubo vertical, la sarta de perforación, línea de retorno, temblorinas y nuevamente la línea de succión. Deben tener un gasto y presión de bombeo que depende del diámetro de la barrena utilizada y de las características de la formación. Existen dos tipos de bombas reciprocantes y de acción sencilla de diferentes tamaños, las que se emplean para la perforación de pozos, son las dúplex y las triplex. Bombas Dúplex.- Son del tipo reciprocante con dos cilindros y dos pistones; los dos pistones impulsan el fluido durante las carreras de ida y vuelta. Bombas Triplex.- Son las que ejercen presión sólo en la cara frontal del pistón, en lugar de ambos lados, estas utilizan tres pistones mucho más pequeños en diámetro que las dúplex, la razón es que los pistones operan a velocidades mayores. La potencia de la bomba es determinada por la longitud de la carrera, el diámetro del pistón y el máximo de emboladas por minuto, establecidos por el fabricante.
Pesan
un 30% menos que las duplex.
Manejan Son
alta presión y alto volumen.
de fácil mantenimiento.
Resultan
menos costosas
Salida
Cámara de pulsaciones
A mayor diámetro de camisa mayor gasto > Dc > Q Pistón A mayor diámetro de pistón menor presión > d < P
Vástago Válvulas
Camisa Entrada
Qbd Qbt dp dr Lc Eb Ne
gasto de la bomba duplex en (gal/emb) gasto de la bomba triplex en (gal/emb) diámetro del pistón en (pg) diámetro del vástago en (pg) longitud de la camisa en (pg) eficiencia volumétrica número de emboladas por min
Si las bombas no trabajan de forma eficiente proporcionando el gasto de lodo y la presión adecuada se pueden presentar los siguientes problemas:
Limpieza inadecuada del pozo.
Disminución en la velocidad de penetración.
Atrapamiento de la sarta de perforación.
Incremento en el costo del pozo.
Son dispositivos auxiliares instalados después de la línea de retorno y se encargan de separar los sólidos de tamaños variables provenientes del corte que produce la barrena a la formación, así como los gases provenientes de la formación atravesada; de esta forma se limpia y aprovecha mejor el fluido, optimizando la velocidad de penetración y el rendimiento de los aditivos químicos y con ello se evitan excesivos costos.
es el primer equipo utilizado para el control de los sólidos producto de la perforación, se instala sobre la presa de descarga, consta de una malla que es vibrada mediante un motor. El tamaño de las partículas retenidas depende del tamaño de la malla utilizada, generalmente retiene partículas mayores de 40 micras . Para la eliminación de partículas mas pequeñas se utilizan los hidrociclones y centrifugadoras. Si los sólidos no son eliminados con efectividad pueden ocasionar los siguientes problemas:
Aumento en la densidad del lodo.
Reducción penetración.
en
la
velocidad
de
Daño al circulación.
equipo
superficial
de
Pegaduras por por presión presión diferencial. diferencial.
Aumento de viscosidad.
Perdidas de circulación.
Hidrociclon Centrifuga
Eliminan partículas De 40 a7 micras
Existen en diferentes tamaños
Remueve partículas de 7 a 5 micras La barita tiene 7 micras
es de suma importancia, ya que a menudo se perforan formaciones con algún contenido de gas, el cual al ser incorporado al lodo disminuye la densidad del mismo ocasionando inestabilidad y reventones en el pozo.
MULTIPLE DE ESTRANGULACI ON
CONJUNTO BOP´S
CONTROL DE BOP´S UNIDAD
Este sistema es fundamental para la seguridad del personal, el equipo y el medio ambiente. Su función principal es proveer un medio adecuado para detener el flujo de fluidos del pozo y poderlos circular fuera de el en caso de un brote el cual en grandes dimensiones puede convertirse en una gran catástrofe. Consiste en una serie de elementos de cierre diseñados para cerrar y proveer una barrera hacia los fluidos a presión provenientes del interior del pozo. Los preventores se clasifican en tres diferentes tipos: preventor esférico, de arietes y rotatorio. En conjunto estos tres son de diferentes tipos y medidas, son equipados con arietes de acero de alta resistencia y emplean elementos de caucho, para así poder soportar de forma controlada las presiones que generan los fluidos de las formaciones perforadas.
Cabeza Rotatoria Preventor Anular Preventor de Arietes para Tubería de Perforación, ya sean ciegos, variables o de corte. Preventor Doble de Arietes para Tubería de Perforación, ya sean ciegos variables o de corte. Preventor Triple con tres juegos de arietes, instalado a criterio del operador Carrete de Control con salidas laterales para las lineas de estrangular y de matar. 1000 lb/pg 2 de presión de trabajo.
El preventor esférico está instalado en la parte superior del conjunto de preventores posee un hule sintético y una estructura interna de acero vulcanizado flexible, al operar se deforma concéntricamente hacia el interior del mismo haciendo un cierre total del pozo.
El preventor de arietes está instalado por debajo del preventor esférico, su característica principal es que puede utilizar diferentes tipos y medidas de arietes según se requiera en el arreglo de De los tipos de arietes se pueden mencionar: preventores. De diámetro sobre medida.- Este tipo de ariete de tubería se utiliza para sellar el espacio anular comprendido entre el exterior de la tubería de producción o de trabajo y el diámetro interior del preventor cuando se tiene una señal de fluidos en el pozo. Consta de un elemento de hule, cuya función es efectuar el sello sobre la tubería en uso.
De diámetro ajustable o variable.- Este tipo se utiliza para sellar el espacio anular comprendido entre el exterior de la tubería de producción o de trabajo y el diámetro interior del preventor cuando se tiene una señal de fluidos en el pozo. La construcción del elemento de sello se hace dé tal manera que proporciona una cantidad de hule para efectuar el sello, presentan la ventaja de no cambiar arietes al manejar diferentes diámetros de tubería, ya que sellan ajustándose al diámetro de la TP.
Ciegos.- se utilizan para cerrar totalmente el pozo, al no tener tubería en su interior y que por la manifestación del fluido que presente, no sea posible introducirla. Consta de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y de un sello superior.
De corte.- Su función es la de cortar la tubería de producción o de trabajo y cerrar totalmente el pozo.
El preventor rotatorio es usado cuando se trabaja perforación bajo balance o con flujo controlado. Este elemento origina un sello primario entre la tubería y el elemento sellante siendo complementado por la presión diferencial del pozo y permitiendo rotar la tubería sin tener flujo de fluidos.
consiste en una serie de válvulas, manómetros, estranguladores y líneas de flujo que se encuentran conectadas directamente al conjunto de preventores y cabezales del pozo. Su función es controlar el flujo y así mismo la presión del pozo cuando se cierran los preventores.
Es el sistema encargado de activar o desactivar el conjunto de preventores con fluido hidráulico almacenado bajo presión en acumuladores. El fluido hace que los preventores trabajen, ya que deben de sellar rápidamente es necesario que el fluido este desde 1,500 y hasta 3,000 psi de presión utilizando gas nitrógeno contenido en los recipientes.
22 S E P A R A D O R
AL QUEMADOR
23
19
24 21
20
15
16
18
17
A CAMPANA
11
9
10
12
13
6
3
U N I D A D A L T A
L I N E A S E C U N D A R I A
B
LINEA DE FLOTE
14 BX-159
4 5
STAND PIPE
7
8
ESFERICO
SHAFER
13 5/8” 5M
2 BX-159
VARIABLE
LLENADERA
2 7/8” – 5”
PREVENTOR DOBLE 13 5/8" - 10 M
CIEGO CARRETE DE TRABAJO 13 5/8" 10 M LINEA DE M M MATAR
BX-159
LINEA DE ESTRANGULAR
H
M
BX-159 3 ½”
PREVENTOR SENCILLO 13 5/8" 10 M BX-159 R-54
BRIDA ADAPTADORA 11” 5M X 13 5/8” 10M
CARRETE 11" 5M X 11” 5M
R-54 BX-156
BRIDA ADAPTADORA 11”-5M X 7 1/16” 10M
BX-158 R-54
BRIDA ADAPTADORA 11”-5M X 11” 10M
CABEZAL 11" 10M X 7 1/16” 10M
CABEZAL 11" 5M X 11”5M
CABEZAL 11" 5M X 9 5/8”
R-54
UNIDAD DE ALTA
Los sistemas mencionados anteriormente son los cinco sistemas principales en un equipo de perforación, sin embargo cabe señalar que hoy en día se tienen instrumentos desplegados por todo lo largo y ancho del equipo de perforación en donde se esté generando información relevante que deba ser vigilada y útil tanto para la operación actual como futura. Dicha información se registra en bases de datos para el procesamiento local y a distancia. En estas circunstancias se habla del sistema de monitoreo.
ANALISIS Y ADQUISICION DE DATOS. El diseñ o de po zos en PEMEX sig ue un p roc edim iento , den tro d el cual existen do s aspect os im presc ind ibles q ue determ inaran el é xito del m ism o, el esfu erzo dedicado a la idealización d el mejor p lan po sible para el pozo y la dedicada sup ervisión du rante la operación de p erforación. 1.
Selección y recopilación de la información de los po zos de correlación m ás cercanos al pozo a perforar. 2. Predicción de la presión de poro y fractura a partir de registros geofísicos para cada pozo de cor relación d eterminand o zonas de p resión anor mal y pé rdid a de circu lación. 3. Teniendo en cuenta las necesidades del diámetro a terminar el pozo, seleccionar el asentamiento y núm ero de l as t ub erías d e rev estim iento . 4 . To m a n d o e n c u e n t a l as b a s e s d el u s u a r i o , d e t er m i n a r l a tr a y ec t o r i a d e l p o zo . 5. Con base a la información de correlación y gr áficos de la presión de poro , realizar el programa de fluido s y dens idad a utilizar. 6. Con b ase a las dens idades a utilizar realizar un p rog rama de diseñ o de tub erías de revestimiento y el program a de cementación de las mism as. 7. Con for m e al dis eñ o de las tu berías de revestim iento , seleccion ar la geom etría final para la con stru cción del pozo to mand o en c uenta diámetro s de TR S y barrenas. 8. Realizar el diseñ o de la sarta de perforación. 9. Desarrollar el programa de hidráulica tomando en cuenta las densidades de los lodos seleccionados y la geo m etría previ amen te seleccio nado s. 10. Seleccio nar el equip o que m ejor se ajuste a las necesidades y cargas máxim as. 11. Estim ar el tiempo y el costo de la perforación del po zo en diseñ o. ´
ANALISIS Y ADQUISICION DE DATOS. Lo anterior conlleva a que el único requerimiento c onsiste en aplicar la tecn ol o gía adecu ada en cad a etapa, log ran do asíqu e la perf or ación del p ozo ten g a la in teg rac ión d e la in g eni ería, eco lo g ía, co st o m ín im o y u til id ad .
Recopilación y Análisis de la En esta etapa del d esarrollo del Información. p roy ecto se hace la reco pil ación y el análisis de la inform ación co n la que se cuenta de los p ozos cercanos (pozos de correlación), con relación al nuevo pozo que desea construir. Con esta in fo rm ación se d eterm in aran las carac terísti cas té cn icas (form acio nes a perforar, estabilidad, etc.) y prob lemas q ue se pu eden enco ntrar du rante la perforación, verificando y actualizando la info rm ación q ue se obteng a de los eventos m ientras se p erfora el po zo. POZOS EXPLORATORIOS POZOS DE DESARROLL O Info rm ación limitada a: Info rm ación d ependiente de: • • E s t u d i o s G eo l o g i c o s . Pozos Perforados . • • Estudio s Geofisicos . Registros Geofisicos . • • In f o r m e s S i s m o l o g i c o s . Record d e Barrenas. • Li to lo gi a, Presio nes , Pro pi edad es Mecáni cas. Resum en d e Operación. • Situación Estru ctu ral-
ANALISIS Y ADQUISICION DE DATOS. REQUER IMIENTOS DEL CL IENTE (A CTIVO). A PAREJ O DE PRODUCCION
OBJETIVO COORDENADAS
INFORMACION ESTIMA DA DE YACIMIENTO
TIPO DE POZO UBICACION
POZOS DE CORREL ACION COLUMNA GEOL OGICA PROBABLE Profundidad Programada
5606 mdbmr (5588mvbmr)
Producción Estimada
1700 bpd 2.10 MMpcd
Presión Fondo Estimada:
240 Kg/cm² @ 5400 mvbnm (3414 PSI) (DEQ = 0.44 g/cc)
Tipo de Hidrocarburo
Aceite Ligero y Gas
SITUACION ESTRUCTURAL
PLANEACION DE LA PERFORACION DE POZOS. La m etod olo gía FEL po r sus s iglas en in gles (Front End Lo adin g) o VCD po r sus fases (Visualización, Conceptualización y Definición) consiste en un pro ceso a travé s d el cu al un a emp resa iden tifica y desarro lla el ob jetivo y el alcance de los proyectos de inversión de capital, p ara satisfacer las necesidades del negocio . La Meto do log ía VCDSE aplicad a a po zos, bu sca an alizar a fo nd o los requerimientos, opciones, riesgos e incertidumbres y seleccionar la mejor op ción para el pro yecto po zo desd e los p un tos de vis ta té cn ico , de rentab ilidad y reducir el núm ero de camb ios en las etapas po steriores del mism o, haciend o m ás p redecib les lo s resu ltado s q ue se esp eran ob tener. El VCDSE de po zos se realiza en cin co f ases: Cada un a de ellas debe cum plir con una serie de actividades y punto s de verificación y co ntro l, así co m o o btener la auto rización d e los n iveles jerárq u ic o s q u e c o rres p o n d a, an tes d e s eg u ir a la s ig u ien te fas e d el p ro c es o y comprometer recursos adicionales. En cada una de la s fases se van inco rpo rando elem entos de in form ación y de análisis adicionales, que permiten un a m ayor definición del proyecto po zo.
¿PREGUNTAS?
