Sistemas de Equipo de Perforación y Operaciones de perforación de Schlumberger

SECCION 1:

INTRODUCCION

SECCION 2:

QHSE

SECCION 3:

SISTEMAS DE EQUIPO DE PERFORACION OPERACIONES DE PERFORACION GLOSARIO

SECCION 4: SECCION 5:

Introducción al Equipo de Perforación Introducción

Sección 1.0 Pág. 1 de 17 Abril 2004 Rev. 0.0

1.0. Los Inicios El Petróleo ha sido conocido y utilizado por el hombre por miles de años. Ha sido utilizado para la construcción de vías, gasolina, propósitos médicos y hasta propósitos cosmetologicos. Hoy en día el petróleo crudo es refinado y tiene muchos mas usos. Fue durante el periodo de la “Revolución Industrial” que sucedieron grandes cambios. Industrias que han evolucionado a través de los siglos realizaron desarrollos que requerían más y más energía. A medida que la sociedad comenzó a ver al petróleo como una fuente mayor de energía, la tecnología de perforación se desarrollo rápidamente, En menos de 100 años, una simple herramienta manejada a mano por un muelle de poste de perforación fue transformada en un equipo de perforación con mesa rotaria. Durante el desarrollo de la industria petrolera moderna, se utilizaban dos métodos básicos de perforación. Perforación asistida por cable, fue el método principal utilizado y fue un mejoramiento con respecto a la técnica de muelle de poste. Un cable encima del agujero abierto del pozo, deja caer una herramienta cortante al fondo del pozo. La herramienta se levanta y luego se deja caer con pesos pesados y era el impacto lo que perforaba el pozo. Un antiguo Equipo de Perforación de perforación asistida por cable fue utilizado para perforar el primer pozo exclusivamente para petróleo, en Titusville, Pennsylvania en 1859. Conocido como “Drake’s Well”, este pozo se perforo hasta una profundidad de 61 ½ pies y probo que el petróleo podría ser recobrado en cantidades suficientes para complacer a la creciente demanda. El otro método básico de perforación fue la perforación hidráulica rotaria en donde la barrena de perforación estaba conectada a un tubular que era rotado por una plataforma giratoria en la superficie. A pesar de que la perforación hidráulica rotatoria fue desarrollada en los 1850’s, la perforación asistida por cable dominaba la industria de perforación desde los 1860’s hasta los 1930’s. La perforación rotatoria no gano aceptación hasta después de 1900 cuando un pozo fue perforado en Spindletop, Texas a la profundidad de 1100 pies. El método hidráulico rotatorio representaba una ventaja en la perforación de formaciones mas blanda. A pesar del desarrollo de barrenas de roca rotatoria en 1909, que podía perforar en formaciones duras, le tomo 20 años a este método rotatorio de perforación a dominar la industria, como lo hace hoy en día.



Localizar y extraer petróleo en tierra firme ya era suficientemente difícil, pero la búsqueda continúo costa afuera y el primer pozo perforado intencionalmente sobre agua fue perforado en 1897 desde 250 pies de longitud en Summerland Beach, California, U.S.A. Mas tarde, ese mismo año, se construyó un muelle perpendicular a la costa y con ello la industria petrolera costa afuera, había nacido. En 1898, había dos muelles con 18 pozos y en 1902 había 221 pozos en 16 muelles. También se realizaron perforaciones sobre aguas internas. El primer pozo perforado estaba en Caddo Lake, Texas, en 1911. Una de las áreas mas grandes de perforación de aguas internas, el Lago de Maracaibo en Venezuela, no tuvo su primer pozo perforado sino hasta Abril de 1924. Una plataforma de perforación llamada el “McBride” se convirtió, sin querer, en la primera embarcación semi-sumergible del mundo, en 1932. Se suponía que la plataforma debía perforar un pozo en Garden Island Bay, Louisiana, mientras flotaba, pero fue cargada con tanto equipo y material de perforación que descansó sobre el fondo del lago cuando el pozo fue perforado. La plataforma fue, desde ese entonces, únicamente operada de esta manera. Una patente ya había sido llenada en 1928 por Louis Giliasso, para construir la primera plataforma semi-sumergible, intencional, el “Giliasso”. En Noviembre 17 de 1933 el “Giliasso” se estableció en aproximadamente 10 pies de agua en el Lago Pelto, Louisiana y perforo su primer pozo a 5700 pies. Durante los 50’s, muchos ex-buques navales y plataformas fueron convertidos en Barcos de Perforación y así emergió en 1956, la primera embarcación flotante de perforación a escala completa. Una sucesión de barcazas de variados diseños y de distintas compañías continuaron hasta que se completaron las pruebas y con ello se diseñaron las embarcaciones semi-sumergibles a principios de los 60. Existieron muchas embarcaciones de perforación estática y propulsada de diseño rectangular, pentagonal y diseño triangular. Hoy en día existen muchos tipos de equipos de perforación trabajando en muchas regiones del mundo. El moderno equipo de perforación con mesa rotaria es utilizado en operaciones de perforación en tierra y en costa afuera, en perforaciones en aguas profundas de hasta 10,000 pies de agua. A pesar de que la industria del petróleo se encuentra envuelta en la producción de gas natural de los pozos que son perforados, muchos productos son procesados del petróleo crudo. Gasolina y combustible para vehículos automotores y vehículos aéreos es el producto más común producido del petróleo crudo. El segundo mayor producto es el aceite combustible que es utilizado para las calefacciones de los hogares y las plantas de poder de las industrias operativas.



Lubricantes, como aceite y grasa, son producidos en grandes cantidades para todo tipo de maquinaria, principalmente para el uso en motores de vehículos. Existen muchos, muchos mas productos producidos a partir de petróleo crudo incluyendo plásticos, pinturas, goma sintética y cosméticos. La búsqueda de nuevas Fuentes de petróleo se ha convertido en algo sumamente difícil y la industria esta continuamente desarrollando formas de mejorar el proceso de perforación y producción. Hoy en día el petróleo se transporta con facilidad, refinado y almacenado y se mantiene como una de las fuentes de energía vitales, a nivel mundial.

1. 1. Tipos Básicos de Equipos de Perforación Hay una cantidad de consideraciones que son fundamentales para el diseño de cualquier programa de pozo. La selección del tipo de equipo de perforación y su equipo de perforación en si, es una de las consideraciones básicas. Algunos de los elementos a ser considerados en la selección del equipo de perforación, incluyen: § § § § § § § § § § § §

Territorio en el cual se va a operar. Rangos de profundidad de pozo y tamaños de los agujeros a ser perforados. Esfuerzos estimados sobre la tubería de revestimiento Requerimientos de rotación de la mesa rotaria (RPM) Tubería de perforación – Lastra barrena Limitación en los paquetes de perforación Sistemas de lodo, tanques, múltiples (manifold). Servicios auxiliares y energía requerida Alturas de trabajo, dentro de la estructura Equipo de Control de Arremetida de Pozo (Preventor) Controles Varios (cargadores, herramientas, instrumentos, etc.)



1. 1. 1. Taladro de Tierra

En perforación

En Movimiento

Un taladro de tierra es cualquier equipo de perforación localizado en locaciones de tierra firme. Estos típicamente vienen en configuraciones ligeras, medias y pesadas y pueden ser movidas utilizando grúas de izamiento pesado y camiones.

1. 1. 2. Barcaza

Cuando están localizados en el sitio de perforación, las barcazas pueden ser ancladas de forma flotante o ser sumergidas para descansar en el fondo en profundidades marinas hasta de 175 pies. Una plataforma o plataforma de lodo es una estructura de perforación flotante que se encuentra sumergida cuando esta operando. Estas son utilizadas en áreas de aguas poco profundas, como por



ejemplo ríos, lodazales y bahías internas. Las plataformas de lodo son normalmente utilizadas para perforar pozos en aguas poco profundas de hasta 20 pies.

1. 1. 3. Plataforma Auto-Elevable

Una plataforma Auto-Elevable es una estructura de perforación costa afuera movible con soportes tubulares o de mástil, que soportan la cubierta y el armazón. Cuando se encuentra posicionada encima del sitio de perforación, la parte inferior de los soportes descansa sobre el fondo del mar. Una vez que los soportes se encuentran firmemente posicionados en el fondo se ajusta y nivela la altura de la cubierta y el armazón. Una plataforma Auto-Elevable puede perforar en profundidades de hasta 400 pies.

1. 1. 4. Plataforma

Plataforma sin asistencia

Plataforma asistida



Una plataforma es una estructura auto-contenida, rígida e inamovible desde la cual los pozos de desarrollo son perforados y llevados a producción. Las “tenders” son barcazas en forma de plataforma que realizan operaciones de perforación sobre una plataforma o cabeza de pozo existentes.

1. 1. 5. Semi-Sumergible

Un semi-sumergible es una estructura flotante que tiene su armazón sumergido en agua. Los pontones y columnas son inundadas, lo cual causa que la unidad se sumeria a una profundidad predeterminada. Estas son, ya sea auto-impulsadas o remolcadas al sitio de perforación y pueden ser ancladas o dinámicamente posicionadas sobre el sitio de perforación, o ambas.

1. 1. 6. Barco de perforación



Un barco de perforación es una unidad de perforación flotante, auto-impulsada. Aun cuando no son tan estables como una semi-sumergible, son capaces de perforar pozos en aguas mas profundas. Estas pueden ser ancladas o dinámicamente posicionadas sobre el sitio de perforación, o ambas. El termino “MODU” o “Unidad Movible de perforación Costa Afuera” aplica a equipos de perforación utilizados para perforar pozos exploratorios y de desarrollo costa afuera. Esta clasificación es dividida en dos tipos básicos: 1. Equipos de Perforación soportados por el fondo del mar, como las plataformas auto-elevables y las plataformas de lodo. 2. Equipos de Perforación flotantes, como las semi-sumergibles y barcos de perforación.

1. 1. 7. Generación de Equipos de Perforación El termino “Generación” es tradicionalmente aplicado a Equipos de perforación flotantes y esta basado en la antigüedad o año de construcción. Los equipos de perforación son construidos para satisfacer la demanda y las fechas de construcción coinciden con los repuntes en el precio del petróleo y el incremento en la demanda. La Generación también esta basada en la tecnología del equipo instalado en los equipos de perforación. Cuando los equipos de producción son construidos, generalmente reflejan la tecnología disponible para ese momento. A medida que la tecnología se desarrolla, trabajos mas complejos pueden ser realizados y a través de los últimos 30 años las semi-sumergibles se han movido a aguas mas profundas para perforar pozos más profundos y complejos. Sin embargo, si el equipo de un equipo de perforación es llevado a un nivel más moderno de tecnología, entonces este vendría siendo, efectivamente, un equipo de perforación de nueva generación.

Generación Año de construcción

Ejemplos de Desarrollo de Tecnología

1ro

1962 a 1969

800 pies de profundidad de agua, bombas de lodo 2x1250hp, Kelly, 1,450 toneladas de cargamento variable de cubierta (VDL), mástil manual.

2do

1970 a1981

1,500 pies de profundidad de agua, bombas de lodo 2x1600hp, Kelly, 3,000 toneladas de VDL, mástil manual.

3ro

1982 a 1986

2,500 pies de profundidad de agua, bombas de lodo 2x1600hp, Kelly, 3,800 toneladas de VDL, manejo automático de tubería.

4to

1987 a 1998

3,500 pies de profundidad de agua, bombas de lodo



3x1600hp, TDS3 manejo optimo, 4,300 toneladas de VDL, manejo automático de tubería. 5to

1999 en adelante (?)

8,000 pies de profundidad de agua, bombas de lodo 5x2200hp, TDS8 manejo optimo, 5,000 toneladas de VDL, actividad dual.


Introducción al Equipo de Perforación Introducción 1. 2. Componentes Básicos de un Equipo de Perforación

Corona

Línea de perforación Plataforma del Chango Bloque Viajero

Mástil

Presas de Bombas deLodo Lodo Malacate

Kelly Mesa Rotaria

Base

Rampa



1. 3. Cuadrillas Básicas de un Equipo de Perforación La compañía petrolera, también conocida como “la compañía operadora” o simplemente “la operadora” o “el cliente”, planificara perforar un pozo en busca de petróleo o gas. Una vez que han adquirido la licencia o el arrendamiento del sitio propuesto para la locasión, varios contratos serán repartidos a los subcontratistas necesarios. Uno de los contratos básicos emitidos es un contrato de perforación con un “contratista perforador”. Un contratista perforador provee el equipo de perforación, y el equipo y la cuadrilla/personal para realizar la perforación como tal.

1. 3. 1. Representante de La Compañía (Company Man) En la locasión, la compañía operadora y sus intereses son representados por un representante de la compañía. Conocido como “Representante de la compañía”, el lidiara con el contratista de perforación para asegurar que se realicen operaciones seguras y eficientes y en línea con el contrato de perforación. Durante las operaciones de perforación, será necesario que el representante de la compañía tome decisiones en la locasión concernientes a su compañía, pero generalmente consultara las mismas y otros puntos con personal de mayor experiencia o rango. El equipo de perforación tendrá un Gerente de Equipo de Perforación, quien es el contacto principal entre la operadora y el contratista de perforación para asuntos contractuales. En la locasión, el contratista de perforación y sus intereses se encuentran representados por un “superintendente de perforación” comúnmente denominado “el Técnico”.

1. 3. 2. Superintendente de Perforación / Técnico El Técnico es una persona experimentada en perforación, quien debió haber subido laboralmente a través de los distintos rangos de una cuadrilla de perforación. El supervisara las operaciones de perforación y actividades asociadas, asegurándose que las mismas estén en concordancia con el programa de pozo. Esta persona esta directamente a cargo de las operaciones de perforación y las actividades asociadas, como por ejemplo la coordinación de la cuadrilla y se asegurara de que las mismas se realicen de forma segura, eficiente y productiva.

1. 3. 3. OIM (Gerente de Instalaciones Costa Afuera) En unidades de perforación costa afuera, el Técnico queda encargado directamente de la actividad de perforación, pero generalmente reportara a un “gerente de instalaciones costa afuera”. Comúnmente llamado “OIM” este provee cierta cantidad de soporte marino. Esta persona ejercerá



autoridad y discreción para tomar cualquier acción que se requiera para asegurar la seguridad de la cuadrilla, embarcación y protección del medio ambiente. Otras funciones del OIM son las de manejar la fuerza laboral y los recursos del equipo de perforación para alcanzar un optimo desempeño así como para asegurar que el programa de pozo sea realizado de forma segura, eficiente y productiva y para promover y asegurar que todas las políticas y procedimientos del contratista de perforación sean comunicadas y comprendidas por el personal en el equipo de perforación. El superintendente de perforación u OIM tendrán entonces varias “cabezas de departamento” que les reportaran a ellos. Habrá alguien del departamento de mecánica, del departamento de electricidad y así sucesivamente. Cada cabeza de departamento tendrá entonces, cierta cantidad de personal, reportando a ellos. La cantidad de personal requerida para formar una cuadrilla de equipo de perforación dependerá principalmente del tipo de equipo de perforación. Un pequeño taladro de tierra puede operar con poco personal, si lo comparamos con una unidad de perforación flotante grande. Hay algunas posiciones comunes en todos los equipos de perforación y algunas posiciones que son requeridos únicamente en equipos de perforación flotantes costa afuera.

1. 3. 4. Cuadrilla de Perforación Cada equipo de perforación tendrá una cuadrilla de perforación de entre 5 a 8 personas que realizan las operaciones de perforación, como tales. Otro personal será asignado a “soportar” las operaciones de perforación. La cuadrilla de perforación principal, consistirá en el personal siguiente:

1. 3. 4. 1. Perforador – esta a cargo global de la cuadrilla de perforación. El perforador operara equipo de perforación y lodo-circulante, como fue instruido en el programa de pozo y en concordancia con las políticas y procedimientos del contratista. El monitoreara las condiciones del pozo en todo momento (es decir profundidad, peso del lodo en la barrena, posible desviación del curso, etc.) e interpretara y responderá a las condiciones del pozo a profundidad de perforación Una función principal será la de asegurar el pozo durante una emergencia o situación de control de pozo y asistir en las operaciones de matar el pozo.



1. 3. 4. 2. Asistente del Trabajo de Perforación (ATP) – asistirá al perforador en la operación del equipo de perforación y lodo-circulante, tal y como fue instruido en el programa de pozo y en concordancia con las políticas y procedimientos del contratista. Conocido como el “ATP”, ellos llevaran la lista de revisión diaria del departamento de perforación, es decir, revisiones de QHSE, inspecciones del mástil, arreglo de válvulas en el múltiple (manifold), etc. Normalmente se les requerirá el mantener y organizar el almacén del equipo de perforación y el inventario de tubulares y equipo submarino y también el mantener registros exactos de las dimensiones de los tubulares y herramientas (es decir, diámetro interno y externo, cuello de pesca y números de seriales).

1. 3. 4. 3. Cuñero – su función principal es la de manipular objetos tubulares mientras se trabaja

en el mástil durante operaciones en movimiento (es decir, sacando del pozo o corriendo en el pozo).

Una función secundaria es asistir en la operación y mantenimiento del bombeo de fluidos de perforación y sistemas de mezclado y también mantener registros diarios de las propiedades del fluido de perforación, químicos y materiales intermedios.

1. 3. 4. 4. Ayudante de Piso – asistirá al Perforador en todas las operaciones que se lleven a cabo en el piso del equipo de perforación. Maneja herramientas de perforación y tubulares en el piso del equipo de perforación con el propósito de armar/desarmar la sarta de perforación, el conductor marino (riser) y otros sistemas de perforación. Las operaciones de perforación son conducidas alrededor del reloj, 24 horas al día, 7 días a la semana. Por esta razón, las cuadrillas trabajaran varios patrones de turnos para cubrir 24 horas. Otros miembros del equipo de perforación, podrían incluir:

1. 3. 4. 5. Operador de Grúa - opera la grúa del equipo de perforación de forma segura y eficiente

y en concordancia con las políticas y procedimientos de la compañía y realice regularmente, mantenimiento preventivo en las grúas y sus componentes.

1. 3. 4. 6. Ayudante General – realiza tareas de manejo de carga, limpieza general,

mantenimiento y otras labores manuales como se le vayan asignando o como se establezca.

1. 3. 5. Cuadrilla de Mantenimiento 1. 3. 5. 1. Supervisor de Mantenimiento – supervisa y controla el mantenimiento y reparación de equipo mecánico, eléctrico, electrónico, submarino y equipo de información tecnológica en el equipo de perforación.



1. 3. 5. 2. Jefe de Eléctricos – responsable de la instalación, mantenimiento y reparación de todo el equipo eléctrico a bordo del equipo de perforación.

1. 3. 5. 3. Jefe de Mecánica – mantener y reparar equipo mecánico, neumático e hidráulico a

bordo del equipo de perforación.

1. 3. 5. 4. Operador de Motores – monitorea el desempeño, lubrica y mantiene los motores y otros tipos de equipo mecánico.

1.3. 5. 5. Soldador – realiza soldaduras, cortaduras, quemaduras y actividades asociadas según se indique.

1. 3. 6. Cuadrilla de Trabajo Marino 1. 3. 6. 1. Supervisor de Plataforma – asegura que todos los aspectos marinos de la operación del equipo de perforación se realicen en concordancia con los controles estatutarios y regulatorios y las directrices y supervisa las operaciones de marina para asegurar el seguro y eficiente funcionamiento del equipo de perforación. 1. 3. 6. 2. Ingeniero de Barcaza – opera el sistema de control de barcaza de forma que se pueda mantener la posición, giro y recorte del equipo de perforación, con respecto a la locasión.

1. 3. 6. 3. Operador de Posicionamiento Dinámico – opera el sistema automatizado y fijo de permanencia en locasión del equipo de perforación.

1. 3. 6. 4. Ingeniero de Subsea – mantiene y repara todos los equipos submarinos y el equipo de

superficie asociado, sistema de tensionamiento del conductor marino (riser) y sistemas de compensación de la sarta de perforación, a bordo del equipo de perforación.

1. 3. 7. Cuadrilla de Soporte 1. 3. 7. 1. Coordinador de Materiales – coordina las requisiciones de material del equipo de

perforación, organiza y controla el almacén y mantiene los niveles de inventario del almacén dentro de las directrices establecidas.

1. 3. 7. 2. Médico – provee cuidado medico y asistencia medica primaria en casos de emergencia para todo el personal a bordo del equipo de perforación y provee soporte administrativo/clérico según se requiera. 1. 3. 7. 3. Operador de Comunicaciones – opera el equipo de comunicaciones del equipo de

perforación, contesta los teléfonos y realiza tareas de manejo de carga, limpieza general,



mantenimiento y otras labores manuales como se le vayan asignando o como se establezca. Igualmente labores clericales como por ejemplo llenar formatos o escribir a maquina, según se le indique.

1. 3. 7. 4. Coordinador de HS&E y Entrenamiento en Equipo de Perforación – coordina y administra los sistemas gerenciales a bordo. Asiste, recomienda y aconseja al OIM, Supervisores de Departamento y a las Cuadrillas en asuntos relativos a HS&E y entrenamiento.

1. 3. 8. Compañías de Servicio Compañía de perforación Direccional – provee herramientas especiales y de fondo y planificación de pozo para realizar la perforación direccional.

Compañía de Registros Eléctricos – conduce procedimientos de monitoreo de pozo. Compañía de Fluidos de perforación – se especializa en el abastecimiento y mantenimiento de los fluidos de perforación.

Compañía de Cementación – se especializa en operaciones de cementación, principalmente en cementación de tuberías de revestimiento.

Compañía Especialista en Tubería de Revestimiento – se especializa en introducir las tuberías de revestimiento



1. 4. La Vida en un Equipo de Perforación Las cuadrillas en un equipo de perforación trabajan bajo un sistema de rotación. Ellos trabajan por cierta cantidad de semanas en el equipo de perforación (“on”) y tienen cierta cantidad de semanas libres para recuperación (“off”). Cada lapso de tiempo en el equipo de perforación es generalmente conocido como una jornada. Existen varios planes de rotación, incluyendo: 1 Semana de Trabajo – 2 Semanas Libres 2 Semanas de Trabajo – 3 Semanas Libres 4 Semanas de Trabajo – 4 Semanas Libres, también conocido como mes x mes. 4 Semanas de Trabajo – 5 Semanas Libres Algunas áreas hasta trabajan 2 Semanas de Trabajo – 4 Semanas Libres Durante el tiempo en equipo de perforación, las cuadrillas de perforación trabajan bajo patrones de “turnos” o “vueltas” para cubrir un periodo de 24 horas. La mayoría de las cuadrillas trabajaran un turno de 12 horas seguidas por 12 horas de descanso. Normalmente hay 2 cuadrillas trabajando en el equipo de perforación, aunque algunas operaciones de tierra utilizan 3 cuadrillas, quienes trabajan en turnos de 8 horas. El turno más común para cuadrillas de perforación es de las 12:00 hasta las 12:00. Ellos repartirán su viaje entre turnos de día y turnos de noche. De modo que, una cuadrilla que trabaja durante 2 semanas con 2 semanas libres, trabajaría normalmente la primera semana de día, desde el medio día hasta la media noche y la segunda semana de noche, desde la medianoche hasta el medio día. El horario de los turnos depende de varias cosas, pero incluye la logística de ir y venir del equipo de perforación. Por esta razón podría ser necesario el trabajar en las noches de arribo al equipo de perforación, seguido por un periodo de días de trabajo. Normalmente, las cuadrillas realizaran un turno corto a su arribo al equipo de perforación, un turno corto en su ultimo día y un turno corto o “cambio corto” en el medio. Esto permite que se realicen los cambios de guardia de la cuadrilla. Por ejemplo, una cuadrilla llegando al equipo de perforación podría comenzar a trabajar a las 4 p.m. hasta la media noche. Ellos trabajaran entonces un turno de 12 horas por una semana. El día del cambio al turno diurno, ellos terminarían el trabajo a media noche y comenzarían a trabajar a las 8 a.m. así lo harán hasta las 4 p.m. cuando la nueva cuadrilla que arriba al equipo de perforación



comience su primer turno. La cuadrilla que termina a las 4 p.m. volverá al trabajo nuevamente a la media noche, para pasar un periodo trabajando en el turno nocturno. Otros miembros de la cuadrilla del equipo de perforación generalmente trabajan un horario de turno establecido, ya sea diurno o nocturno. Esto podría ser de 12 o 12 o mas comúnmente a 6. Algunas posiciones de cuadrilla trabajan horarios flexibles para adaptarse a la operación. Debido a esto ellos deben estar disponibles (”on call”) 24 horas al día, pero las políticas de la compañía se aseguraran de que no trabajen largas horas innecesarias y que siempre tenga suficiente tiempo de descanso. Las pausas de comida también juegan parte en como la cuadrilla de un equipo de perforación trabaja sus turnos. Las cuadrillas son divididas para que no haya demasiadas personas comenzando o finalizando el trabajo, al mismo tiempo. Generalmente los horarios de las pausas de comidas, son como sigue: Desayuno

5 a.m. a 7 a.m.

Almuerzo

11 a.m. a 1 p.m.

Cena

5 p.m. a 7 p.m.

Comida Nocturna

11 p.m. a 1 a.m.

Los miembros de cuadrilla tienen, normalmente, 30 minutos para su pausa de comida durante un turno de 12 horas. Todos deben comer entre 5 p.m. y 7 p.m. durante el horario de la cena, y algunos deben ser relevados por otros para tomar su pausa. Debido a que el equipo de perforación esta trabajando 24 horas al día y algunas de las cuadrillas comenzaran a trabajar a la media noche, las comidas no siempre siguen las expectativas normales. No todo el mundo disfruta de un pedazo de carne con papas fritas o pollo a la parrilla para el desayuno, de manera que habrá una variedad de comida disponible para cubrir todos los periodos de comida. Generalmente y durante las horas de trabajo, habrá 2 periodos adicionales de descanso. Normalmente estos están limitados a, una pausa de 15 minutos en la primera mitad del turno y una pausa de 15 minutos en la segunda mitad del turno. Los Supervisores podrán autorizar pausas rápidas adicionales, dependiendo de las operaciones que se estén realizando. Debido a que la mitad del tiempo de una persona en un equipo de perforación es libre, habrá instalaciones de relajamiento. Un espacio de cama en una de las cabinas será asignado a cada



persona. Estos podrían tener que ser compartidos con otro personal, pero comúnmente solo hay una persona que no esta trabajando en un tiempo específico. Las instalaciones de baño y regadera serán provistas. Estas podrían ser por cabina o comunales. El equipo de perforación proveerá jabón y toallas para que el personal se lave, pero cualquier artículo personal adicional como por ejemplo pasta de dientes o desodorante, tendrá que ser provisto por el individuo. Algunos equipos de perforación tienen abordo una tienda que vende artículos como cigarrillos y podrían también proveer algunos artículos de aseo personal como por ejemplo champú. En adición al área para dormir también hay instalaciones recreacionales adicionales, disponibles. Las instalaciones disponibles dependerán de la edad y tipo de equipo de perforación. Cada equipo de perforación tendrá al menos un cuarto dedicado como “cuarto de recreación” con televisión y video/sistema de DVD para ver películas o televisión por cable. Algunos de los equipo de perforación mas nuevos están mejor equipados y podrían tener un cine, cuarto de lectura o un gimnasio. Algunos equipos de perforación hasta tienen saunas o camas de bronceado.

Sección 2. 0 Pagina 1 de 19 Abril 2004 Rev. 0.0 Calidad, Salud, Seguridad y Medio Ambiente (QHS&E) Introducción al Equipo de Perforación

2. 0. QHS&E El Sistema de Gerenciamiento de QHS&E (Calidad, Salud, Seguridad y Medio Ambiente (QHS&E), es una serie de herramientas y técnicas para lograr mejoras en la aplicación de QHS&E mientras intentamos capturar las lecciones duramente aprendidas, que una compañía haya experimentado en el pasado. Las políticas y procedimientos no cubren y nunca serán capaces de cubrir todos los posibles peligros asociados a las operaciones. La intención del sistema es la de asistir y alentar a los individuos y cuadrillas a llevar a cabo un análisis apropiado y suficiente para cada tarea realizada y luego mantener el control para prevenir que ocurran incidentes durante su implementación. El entrenamiento formal es muy importante, pero no puede capturar todos los aspectos para permitir al personal el reconocer su máximo potencial. La implementación de mentores a todos niveles dentro de la organización, es importante para asegurar que la riqueza del conocimiento del personal con mas experiencia sea compartido, y así ayudar a que el personal con menos experiencia, alcance su máximo potencial. Facultar a las personas con la responsabilidad y autoridad de manejar su parte de la operación y asegurarse de que entiendan que se les reconocerá y considerara responsables por sus acciones, es la fase de cambio en el gerenciamiento de QHS&E, que llevara a la compañía mas allá en el camino hacia un sitio de trabajo libre de incidentes. Un amplio número de reglas no alcanzara el sitio de trabajo libre de accidentes por el cual todos nos esforzamos. Esto solo puede ser logrado por personas que proactivamente toman responsabilidad por su propio bien estar, así como el de sus compañeros de trabajo. Para lograr esto, es importante que todo el personal se de cuenta que es su responsabilidad el interrumpir una operación en caso de que observen un acto o situación con probabilidades de causar un accidente. También tienen la responsabilidad adicional, de tomar acciones para hacer segura esta situación.


2. 1. Aspectos Principales Los aspectos principales de la mayoría de los Sistemas de Gerenciamiento de QHS&E, son: un proceso de planificación, un proceso de monitoreo y un proceso de mejoramiento. La planificación apropiada es la clave para implementar una operación eficiente y sin incidentes. El proceso de planificación es para recordar al personal el pensar en todas las cosas que hagan, antes de hacerlas. Monitorear la operación y reforzar la actitud hacia la seguridad, mientras se corrige cualquier acto o condición insegura por medio del proceso de monitoreo. Es vital para asegurar que los controles necesarios se mantengan durante la implementación. Hacer seguimiento hasta el final de una oportunidad de mejora identificada, utilizando el proceso de mejoramiento, permitirá al personal mejorar su actuación en forma proactiva. Toda compañía tendrá un manual de QHS&E que describe todas sus políticas y procedimientos en lo concerniente a operaciones. Algunas de estas son generales de la industria y otras especificas para esa compañía. Las secciones de políticas y procedimientos del manual de QHS&E, se encuentran generalmente formateadas, como sigue:

2. 1. 1. Política (Qué)

Estas declaración son estándares mínimos para operaciones a nivel mundial y deberán ser seguidas en todo momento, a menos que se haya aplicado una exención para y se haya aprobado un método alternativo de cumplimiento, por.

2. 1. 2. Alcance (Quién)

Las personas, grupos, locasiones, instalaciones y equipos que la política intenta cubrir.

2. 1. 3. Propósito (Por Qué)

Esto explica las razones por las cuales la política fue instaurada.

2. 1. 4. Procedimiento (Cómo)

El procedimiento lista los pasos de cómo la política deberá ser cumplida. Estos procedimientos son básicos y podrían requerir de pasos adicionales para locasiones e instalaciones específicas, para así poder cumplir con la política relativa. Los procedimientos adicionales específicos de Distrito, Región, locasión o instalación, deberán ser adicionados al manual por ese Distrito, Región, locasión o instalación en particular, para que puedan ser comunicados a todo el personal afectado.

2. 1. 5. Documentación (La Verificación)


La documentación incluida en el manual: formatos, listas de revisión, gráficos, etc., son, ya sea requeridos por la política o sirven como ejemplo. La documentación sirve para múltiples propósitos, es decir, permite la verificación del cumplimiento, sirve como una herramienta de comunicación, se convierte en una forma de colección de datos, etc. Algunas políticas tienen instrucciones de texto para el llenado de la documentación. 2. 2. Equipo de Perforación – Orientación e Inducción de QHS&E Todo el personal que arribe a una instalación por primera vez o cualquier persona que no haya estado en la instalación en un lapso de 6 meses, atenderá algún tipo de Orientación e Inducción de QHS&E y normalmente firmara un formato para verificar su entendimiento. En algunas compañías, todo el personal a bordo de una instalación, tendrá que someterse a un Orientación e Inducción anual. Las instalaciones tendrán y utilizaran un sistema para asegurarse que todas las personas que lleguen por primera vez se presenten con el OIM o persona designada. Cada individuo será presentado a su supervisor y será responsable de familiarizarse con el área de trabajo, el despliegue del equipo de emergencia y las salidas de emergencia. El personal clave con asignaciones especificas de QHS&E, es decir, medico, equipos de respuesta a emergencias, etc., recibirán instrucciones especificas adicionales sobre sus tareas. En las Orientaciones e Inducciones de la mayoría de las compañías, el personal recibirá información, sobre lo siguiente: - Presentación al OIM (Gerente de instalación Costa Afuera). - Serán provistos con una credencial especifica de instalación por escrito: “Tarjeta de Bienvenidos a Bordo”. - Orientación e Inducción de trabajo específico. - Operaciones actuales. - Señales de emergencia y estaciones de reunión, estaciones de conteo incluyendo roles y responsabilidades. - Preparación de emergencia, que debe incluir instrucciones de colocación de chalecos salvavidas, equipo de escape de personal, mascaras de humo y PPE. - Reuniones de QHS&E, semanales, previas a movilización, previas a trabajo.


- Explicación de cómo y donde obtener información de QHS&E (carteleras, material de entrenamiento, etc.). - Reporte de Incidentes – todas las lesiones e incidentes deberán ser reportados, a quien deben reportarse, etc. - Requisito de reportar cualquier alergia conocida o medicación actual. - Posesión de cualquier teléfono celular a ser reportado. - Información general de QHS&E, incluyendo áreas designadas para fumar, mantenimiento, etc. - Procedimientos de seguridad y peligros específicos del Equipo de Perforación (es decir, equipo manejado por control remoto, como por ejemplo manubrios, puertas y trampas). - Las Drogas, El Alcohol y Las Armas, no están permitidas. - Deterioro personal. - Conciencia ambiental. - Representante de seguridad (en caso de ser aplicable) y el Comité Principal de QHS&E. - Código de color para levantamiento de aparejo (en caso de ser aplicable).


2. 3. Responsabilidad de los Supervisores Los Supervisores de Equipo son responsables de asegurar que sean conducidas reuniones efectivas de QHS&E. El propósito de llevar a cabo reuniones efectivas de QHS&E, es: 1 Reconocer actuaciones proactivas de QHS&E. 2 Proveer una oportunidad para que la cuadrilla discuta, entienda y aplique los procesos y procedimientos de QHS&E de la compañía, con respecto a realizar tareas e identificar peligros y potenciales riesgos. 3 Incrementar la conciencia y motivar a los miembros de la cuadrilla, revisando y aprendiendo de incidentes y de información de QHS&E.

2. 4. Reuniones Las reuniones efectivas de QHS&E serán conducidas de forma positiva para motivar participación proactiva de QHS&E, entre los miembros de la cuadrilla. Las reuniones efectivas de QHS&E incluyen una agenda preparada, ayudar a los participantes a comprender los puntos discutidos, alentar una activa participación por parte de los participantes y asegurarse de que la reunión dure los suficiente. Todas las reuniones de QHS&E serán documentadas y serán firmadas listas de asistencia por todo el personal participante. El OIM y el Gerente del Equipo de Perforación deberán revisar y firmar cada reporte de reunión y asegurarse que las acciones apropiadas identificadas en la reunión sean direccionalas utilizando el proceso de mejoramiento. El reporte documentado de la reunión estará disponible para revisión de todo el personal y una copia será mantenida en el archivo.

2. 4. 1. Reuniones Semanales de QHS&E Las cabezas de los departamentos serán responsables de asegurarse de que se conduzcan reuniones efectivas de QHS&E semanalmente y que todo el personal dentro de sus departamentos asista al menos a una reunión de QHS&E por semana.


Estas reuniones pueden ser realizadas junto con otro departamento, pero las cabezas de los departamentos serán responsables de asegurarse de que la reunión conjunta sea efectiva para todo el personal participante. Los subcontratistas de la compañía asistirán/participaran en reuniones relevantes de QHS&E. Los clientes y todos los subcontratistas de los clientes serán alentados a participar en reuniones relevantes de QHS&E. El propósito primordial de estas reuniones será el de discutir varios procesos de planificación, monitoreo y mejora utilizados en toda la compañía y el como serán aplicados o utilizados. Tópicos adicionales incluirán la revisión y discusión de cómo otra información de QHS&E, interna o externa, podría aplicar al departamento. La lista a continuación, sugiere tópicos que deberían ser discutidos durante las reuniones: . Bienvenida de nuevos miembros de la cuadrilla. . Reconocimiento individual de actuación de QHS&E. . Enseñar, planificar, monitorear y mejorar procesos y el sistema completo de QHS&E, de una forma organizada. . Revisión de ejercicios de seguridad, observaciones de seguridad y el estatus del mejoramiento de oportunidades. . Alertas y Consultas de QHS&E. . Demostración practica del uso correcto de herramientas y equipo. . Peligros identificados. . Discutir golpes e incidentes que pudieron haber ocurrido recientemente. . Revisar la tabla mensual de evaluación de incidentes. . Revisar el análisis de Lesiones/Enfermedades cada cuarto del año.

2. 4. 2. Reuniones Generales de QHS&E


El OIM/Técnico prestaran toda su atención a conducir una reunión general de QHS&E, de forma periódica. Las reuniones generales de QHS&E serán utilizadas para puntos aplicables a todo el personal, como por ejemplo: Reconocimiento de actuación de QHS&E, estatus de incidentes, cambios a las rutinas normales del Distrito/Región/Locasión/instalación.

2. 4. 3. Reuniones Previas a la Movilización. Las reuniones previas a la movilización serán parte del proceso de cambio de guardia para asegurarse de que todo el personal que comienza el trabajo esta consciente de la operación actual y de sus responsabilidades en particular. Esta reunión puede ser parte de la planificación diaria.

2. 4. 4. Reuniones Previas al Trabajo Reuniones específicas serán realizadas antes de que ciertas tareas/trabajos sean realizadas. La formalidad y contenido de la reunión dependerá de la exacta naturaleza de la tarea/trabajo a ser conducida. La persona que tiene responsabilidad operacional directa sobre la operación propuesta, será responsable de asegurar que la reunión previa al trabajo, sea conducida con efectividad. Para las operaciones diarias será utilizado el proceso de planificación. Para operaciones mas complejas o no-rutinarias se adoptara un formato adecuado de reunión, es decir antes de la limpieza con barrena, antes del movimiento del equipo de perforación, antes de las pruebas de pozo.

2. 4. 5. Reunión Diaria de Operación Todas las cabezas de departamento o la persona designada, atenderán una reunión conjunta diaria de operación junto con el OIM/Técnico, para discutir los planes de cada departamento, para las próximas 24 horas. Se prestara atención específica a los potenciales efectos que podrían producir las acciones de un departamento en otro, con la finalidad de reducir cualquier riesgo envuelto.


Tópicos adicionales podrían incluir observaciones de seguridad de las pasadas 24 horas y planes de acción para acciones correctivas, cualquier incidente ocurrido en las pasadas 24 horas y una mirada operacional a futuro.

2. 4. 6. Reunión del Equipo de Seguridad y Control de Perdida (LPT) El LPT es una colección de secciones entrecruzadas de la cuadrilla de trabajo del equipo de perforación, incluyendo supervisores, no-supervisores, miembros técnicos y no-técnicos de la cuadrilla. Ellos son elegidos para formar el equipo por un periodo de 6 meses a 1 año. Ellos se reúnen cada mes para asegurarse que las políticas y procedimientos estén siendo seguidos y para sugerir vías para hacer del espacio del equipo de perforación un lugar mas seguro.

2. 5. Permiso de Trabajo (PTW) Todas las locasiones de equipos de perforación e instalaciones de la compañía tendrán en funcionamiento un sistema de Permiso de Trabajo para operaciones riesgosas. El sistema de Permiso de Trabajo asegura que el personal autorizado, en conocimiento de las operaciones riesgosas a ser realizadas, tiene el trabajo planificado, ha inspeccionado el sitio de trabajo, ha identificado los peligros y ha comunicado las medidas adecuadas a ser tomadas, para prevenir que ocurra algún incidente. Los objetivos y funciones del sistema de Permiso de Trabajo, incluyen: •

Asegurarse de que la autorización apropiada ha sido dada para llevar a cabo un trabajo específico en un cierto tiempo y lugar.

•

Asegurarse de que el personal que lleva a cabo el trabajo, comprende claramente la naturaleza del trabajo, los peligros envueltos y las limitaciones en el trabajo y el tiempo.

•

Especificar las precauciones a ser tomadas antes de comenzar el trabajo, durante el trabajo, y después de la finalización del trabajo.

•

Asegurarse de que el OIM/Técnico o persona designada esta totalmente consiente de y aprueba que el trabajo sea realizado.

•

Proveer un record mostrando el tipo de trabajo y que una persona responsable ha sido designada.

•

Proveer un procedimiento para el momento en que el trabajo deba ser suspendido.


•

Proveer procedimientos para otras actividades que pudieran interactuar.

•

Proveer un procedimiento formal de cambio de guardia en caso de que el trabajo continué durante el cambio de turno.

•

Proveer un procedimiento formal de re-cambio de guardia para asegurarse de que cualquier parte de la instalación que haya sido afectada por el trabajo este en condición segura y lista para el reinicio.

•

Proveer un sistema central de desplegado para permisos abiertos o suspendidos.

La valides máxima de cualquier Permiso de Trabajo es, normalmente, 24 horas. Si el trabajo no ha sido concluido dentro de esas 24 horas, el Permiso de Trabajo existente debe ser cerrado y uno nuevo debe ser iniciado, siguiendo todos los pasos listados en este procedimiento.

2. 5. 1. Trabajos que requieren PTW Operaciones riesgosas que requieren un permiso incluyen, pero no están limitadas a, lo siguiente:

2. 5. 1. 1. Trabajo en Caliente El Trabajo en Caliente incluye cortes con soldadura y oxigeno/acetileno, trabajos eléctricos, molido (fijo o portátil), disparos de aguja y todos los otros tipos de fuentes de encendido. En relación al Trabajo en Caliente, las operaciones riesgosas que necesitan permisos son: Cortes con soldadura y oxigeno/acetileno en algún lado de la instalación, con excepción del área segura designada y aprobada para soldaduras. Todo Trabajo en Caliente en cualquier área designada como área de riesgo o áreas en las cuales es probable que ocurra una mezcla de gas explosiva, durante operaciones normales. Si por alguna razón en particular un dispositivo eléctrico no se puede apagar y es considerado peligroso para la vida, el trabajo será cubierto por un Permiso de Trabajo.

2. 5. 1. 2. Entrada a Espacios Confinados Se define como espacio confinado un tanque, un hoyo de lodo, un túnel o algo similar en donde exista peligro de explosión, falta de oxigeno o gases tóxicos.


Todos los espacios que no son normalmente mantenidos, no son normalmente ventilados y no son normalmente habitados, también son considerados espacios confinados.

2. 5. 1. 3. Trabajo por encima de Aguas Abiertas o en Alturas Todo trabajo realizado por encima de aguas abiertas, fuera de los pasamanos y en cualquier sitio en donde exista peligro de caer en el mar.

2. 5. 1. 4. Trabajo con Explosivos Cada vez que los explosivos sean removidos de sus contenedores de embarque certificados.

2. 5. 1. 5. Trabajo con Materiales Radioactivos Cada vez que los materiales radioactivos sean removidos de sus contenedores de embarque certificados.

2. 5. 1. 6. Buceo Todas las operaciones de buceo que son realizados fuera de la instalación o en donde haya una interfase entre las operaciones de buceo y la instalación.

2. 5. 1. 7. Fuentes de Energía El OIM/Técnico o la persona designada determinara si el Permiso de Trabajo es un requisito adicional, cuando es expedido un certificado de aislamiento a razón de mantenimiento o reparación de un sistema o componente contenedor de energía. En algunos casos el trabajo solo es riesgoso por la energía en si. Cuando se ha alcanzado el aislamiento efectivo, el trabajo podría ya no ser riesgoso, debido a que la fuente de energía, como por ejemplo la energía eléctrica, presión hidráulica o presión de aire, ha sido removida.

2. 5. 1. 8. Mantenimiento de Sistemas de Seguridad Críticos El trabajo que afecta el estado de prontitud de la instalación de los sistemas de seguridad, como por ejemplo el aislamiento de un sistema de alarma de gas o trabajos en un sistema de prevención de incendios, halógeno, CO2, señales de alarma y otros equipos salvavidas.

2. 5. 1. 9. Trabajo con Asbesto Trabajos que incluyen cortar, perforar o cualquier otro disturbio del material que contiene asbesto.


2. 5. 1. 10. Equipos de Izamiento y Amarre Trabajos que incluyen el uso de amarre hecho de fibra sintética puede ser utilizado en algunos casos, por ejemplo izamiento de tuberías de cromo, tuberías especiales de perforación, cabezales cilíndricos de encendido, etc.

2. 5. 1. 11. Otros Otro trabajo no cubierto por lo anterior en donde el OIM o algún supervisor o cualquier declaración de riesgo, identifica la necesidad de un Permiso de Trabajo para controlar riesgos.

2. 5. 2. Responsabilidades Siempre debe haber por lo menos dos firmas distintas en el Permiso de Trabajo. La misma persona no firmara como ambos, la Persona Responsable y la Persona a Cargo del Trabajo. Esto no excluye el OIM/Técnico o persona designada de actuar como la Persona Responsable. La siguiente terminología es definida para uso en este proceso de Permiso de Trabajo:

2. 5. 2. 1. Persona a Cargo del Trabajo (Trabajo Detallado establecido en el Permiso de Trabajo) La Persona a Cargo del Trabajo es responsable de: Solicitar el permiso. Asegurarse de que las precauciones especificadas han sido cumplidas en su totalidad, durante la operación del Permiso de Trabajo. Dirigir la supervisión en el sitio o realizar el trabajo personalmente. Completar todas las secciones relevantes del formato del Permiso de Trabajo. Enrutar la forma completa a aquellos en la cadena de autorización de responsabilidades.

2. 5. 2. 2. Supervisor (o Persona Designada): Las personas responsables tienen áreas designadas de la instalación y equipo relevante en la esfera de sus responsabilidades. Ellos son responsables de asegurar que todas las precauciones han sido tomadas y los procedimientos aplicados, antes de firmar el Permiso de Trabajo. Por ejemplo:


El Perforador puede ser designado como la persona responsable de cualquier Permiso de Trabajo en la mesa rotaria o piso de perforación. En ciertas circunstancias la persona responsable puede designar sus tareas a una persona competente. Cuando las tareas son designadas a otra persona, la responsabilidad por la seguridad de la tarea, permanece bajo la persona responsable. La Persona Responsable (o Persona Designada) es responsable de: Asegurarse de que los riesgos asociados al trabajo propuesto, han sido identificados. Identificar los pasos necesarios para asegurar la seguridad en el sitio o instalación. Examinar el sitio de trabajo con la persona a cargo del trabajo. La persona a cargo del trabajo es informada de las precauciones a ser tomadas, el equipo en particular a ser utilizado y los procedimientos a seguir durante el periodo del Permiso de Trabajo. Asegurarse que las precauciones y controles han sido implementados antes de comenzar el trabajo y que se mantendrán efectivas mientras el Permiso de Trabajo este vigente. Asegurar Permisos de Trabajo para actividades que pudieran interactuar o afectar una a la otra y están claramente entrecruzadas. Asegurarse de que el Permiso de Trabajo especifica acciones a ser tomadas en caso de que el trabajo necesite ser suspendido. Asegurar que el sitio de trabajo ha sido reexaminado antes de reiniciar el trabajo después de haber sido suspendido. Examinar el sitio de trabajo cuando el trabajo haya sido finalizado para asegurarse de que el área esta en una condición segura. Asegurar que los procedimientos del cambio de guardia sean acatados correctamente, en caso de que el trabajo dure más de un turno. Autorizar trabajo y aislamientos en su área o sistema de autoridad.

2. 5. 2. 3. OIM/Técnico (o Persona Designada) El OIM/Técnico (o Persona Designada) es responsable de:


Asegurar que todas las precauciones razonables han sido o serán tomadas, antes de firmar el formato del Permiso de Trabajo. Exhibir una copia del permiso en el área de administración, hasta que el mismo sea removido, una vez finalizado el trabajo. Monitorear la efectividad de este procedimiento por medio de auditorias seleccionadas, inspecciones y pruebas del trabajo en proceso, correspondiente al permiso actual.

2. 5. 2. 4. Administrador de Sistemas Un administrador de permisos será designado por el OIM/Técnico y esto será hecho del conocimiento a la fuerza laboral. El Administrador de Sistemas es responsable de: Asegurar que todas las copias de permisos activos sean regresadas al área de administración, cada vez que los permisos sean suspendidos. El original de todos los permisos será retenido en las instalaciones, normalmente y por al menos 12 meses.

2. 5. 3. Administración del PTW 2. 5. 3. 1. Exhibición del Permiso Una copia del formato del Permiso de Trabajo será exhibido en el área de trabajo.

2. 5. 3. 2. Suspensión del Permiso Un permiso será suspendido por cualquiera de las razones a continuación: Activación de la alarma general o instrucciones en el sistema de PA. Todas las copias de permisos suspendidos serán regresados al administrador de permisos y mantenidos hasta que la reactivación sea permitida. En cualquier momento que alguna persona sienta que las circunstancias cambiaron o van a cambiar, de modo que las precauciones actualmente tomadas, no son adecuadas o que otras actividades que se están llevando a cabo, pudieran causar riesgos adicionales. Se ha encontrado que las precauciones tomadas, no son las adecuadas.


2. 5. 3. 3. Reactivación de Permisos La reactivación del trabajo solo sucederá luego de contar con la confirmación de la persona responsable, de que todas las medidas de control han sido tomadas.

2. 5. 3. 4. Proceso de Cambio de Guardia Cuando un permiso debe ser traspasado a otro turno, ambos, la persona responsable y la persona a cargo del trabajo, se aseguraran de que el trabajo ha sido comprendido y que las medidas de control han sido tomadas. Si la persona responsable y la persona a cargo del trabajo están de acuerdo, ambos firmaran el permiso, confirmando que el trabajo ha sido comprendido y que las medidas de control han sido tomadas.


2. 6. Practicas Generales del Trabajo Seguro Todo el personal tiene la obligación de ser responsable por su propia seguridad y estar en control de su propio comportamiento. El personal también tiene la responsabilidad de mantener el control de la operación, interrumpiendo la misma, en caso de que la seguridad de alguien este en juego o en caso de existir la posibilidad de crear daños al medio ambiente o a la propiedad. Los ítems detallados a continuación no capturan todas las prácticas básicas de trabajo seguro, pero da ejemplos para alentar al personal a PENSAR sobre las prácticas básicas de trabajo seguro, antes de realizar una tarea. Históricamente hablando, muchas lesiones ocurren cuando las practicas básicas de seguridad no son seguidas y por tanto las lesiones son causadas por resbalones, tropezones, etc. Utilizando proactivamente el proceso de QHS&E e incorporando practicas básicas de seguridad, prevendrá que estas lesiones ocurran.

2. 6. 1. Limites del Trabajo Seguro El fabricante establece límites del trabajo seguro para cada pieza de equipo o sistema, para que los mismos no sean excedidos. Guardias de seguridad o procedimientos estarán presentes para prevenir que los límites sean excedidos. El equipo será mantenido de tal forma que permita que la operación se realice hasta el límite de trabajo seguro. Cuando, en circunstancias excepcionales, el equipo no pueda ser mantenido de forma que permita que la operación se realice hasta los límites de trabajo seguro, serán instaurados controles temporales, como por ejemplo retirar el equipo del servicio o reducir los niveles de los límites. Cuando la operación de equipo requiere de forma continua, llegar a los límites establecidos de trabajo seguro, se dará consideración a medidas de seguridad adicionales a ser tomadas, en caso de falla del equipo. Esto podría incluir la instauración de guardias, barreras o restricciones al personal o simplemente asegurar que todo el mundo este en conocimiento del riesgo acrecentado de que el equipo alcance sus limites operacionales.

2. 6. 2 Caída de Objetos


Grúas, mástiles y cualquier área donde exista un potencial riesgo de caída de objetos, será inspeccionada en intervalos regulares para cerciorarse de que los objetos están asegurados adecuadamente por medio de líneas de seguridad o que existe en el sitio un segundo método para prevenir la caída de objetos. El equipo sobrante o redundante, será removido.

2. 6. 3. Herramientas Los integrantes de la cuadrilla serán informados de las prácticas de trabajo seguro asociadas a herramientas, incluyendo, pero no limitado a, las siguientes: • • • • • •

Uso correcto de la herramienta adecuada para el trabajo. Inspección de herramientas, previa a su uso. Aseguramiento apropiado de las herramientas cuando se trabaja en alturas Seguimiento de herramientas subidas al mástil/grúa. No modificar el diseño de una herramienta. Limpieza y almacenaje de las herramientas una vez finalizada la tarea.

2. 6. 4. Escaleras y Peldaños Portátiles Antes de utilizar escaleras y peldaños portátiles, el personal será entrenado para su correcto uso y en los procedimientos a seguir para identificar y controlar riesgos asociados con su uso. Escaleras y peldaños portátiles podrán ser utilizados para trabajos en alturas, solamente en circunstancias en que la utilización de otro equipo de acceso mas seguro, no este justificado en vista de la corta duración de uso o el nivel bajo de riesgo. Todas las escaleras y peldaños portátiles serán inspeccionadas antes de su uso. Un mínimo de contacto de tres puntos será mantenido, en todo momento. Nunca exceda el alcance normal cuando trabaje desde una escalera o peldaño. Las escaleras y peldaños portátiles serán posicionadas para asegurar su estabilidad durante su uso. Es esencial que estén colocadas sobre una base o apoyo estable, fuerte, inmóvil y horizontal. Antes de que las escaleras portátiles sean utilizadas, las mismas deberán ser aseguradas para prevenir resbalones. Las escaleras con varias secciones serán correctamente utilizadas y aseguradas, para así prevenir que las secciones se muevan en relación a las demás. Escaleras y peldaños portátiles deberán ser almacenadas bajo techo y en un sitio con buena ventilación. Deberán ser alejadas del calor excesivo o humedad y no deberán ser dejadas a merced del clima.


Un registro de escaleras y una inspección de rutina, deberá ser incluido en el sistema de mantenimiento planificado.

2. 6. 5. Manejo Seguro de Tubería La tabla de apoyo del mástil (changuera) y la mesa rotaria deberán estar visibles para el perforador, ya sea a simple vista o por medio de una cámara remota. Todas las instalaciones estarán equipadas con sistemas de comunicación manos libres, entre la estación del perforador y la tabla de apoyo del mástil (changuera) e igualmente entre la estación del perforador y el are de trabajo BOP. La tabla de apoyo del mástil (changuera) estará equipada con medios mecánicos para asistir el movimiento de tuberías. Las tuberías serán aseguradas a nivel de la tabla de apoyo del mástil (changuera) inmediatamente después de haber sido subidas. Un procedimiento efectivo y seguro para tuberías colocadas en el mástil que se muevan por el aire o movimiento será utilizado. El personal se mantendrá alejado del equipo de apriete mientras se aplica fuerza para apretar o aflojar la tubería. No se debe permitir que los componentes de la herramienta de fondo se caigan en el agujero al ser removidos de la sarta de perforación. La acumulación de formación y los pasadores de seguridad serán removidos de las juntas de las herramientas antes de ser izadas al mástil/tabla de apoyo (changuera). No colocar las manos o los pies debajo de la herramienta toma-muestra mientras se recuperan las muestras de perforación.

2. 6. 6. Mantenimiento de Instalaciones Un buen mantenimiento es señal de una locasión o instalación, bien llevada. Todas las locasiones e instalaciones de la compañía deberán ser mantenidas con la más alta consideración a las buenas prácticas de mantenimiento en las áreas de limpieza y apariencia. Un sistema para la designación de responsabilidades de mantenimiento será instaurado para cada locasión e instalación.


Todas las áreas de trabajo en la locasión o en las instalaciones serán mantenidas de forma que provean un ambiente de trabajo organizado y seguro. No estarán permitidas las ropas de trabajo sucias, botas o guantes, en los cuartos de alojamiento. Los pasillos, peldaños, escaleras y caminerías se mantendrán limpios y libres de substancias resbalosas, riesgos de tropiezo u otras obstrucciones, lo más que esto sea posible. Las superficies antirresbalantes se mantendrán en buenas condiciones y libres de aceite y lodo, lo mas que esto sea posible. Se instauraran medidas para prevenir que botes o goteos se conviertan en un riesgo, como por ejemplo tuberías en movimiento y operaciones con tubería de revestimiento. Cuñas, protectores, herramientas, etc., deberán ser adecuadamente almacenadas y no estará permitida su acumulación alrededor del área de trabajo. Materiales de limpieza dañados, raspaduras y desecho en si, serán colocado en contenedores designados para su debida disposición. Materiales de manejo de carga, como por ejemplo cuerdas, ganchos, etc., serán almacenados en áreas designadas. Las rutas de escape estarán claramente identificadas y no podrán ser restringidas, de ninguna manera, a menos que existan planes alternativos. El acceso al equipo de seguridad estará claramente identificado y no podrá ser restringido, de ninguna manera, a menos que existan planes alternativos.

2. 6. 7. Actitud hacia la Seguridad El juego de “montarse a caballo” no estará permitido en ninguna locasión o instalación, en ningún momento. El nado y buceo recreacional desde las instalaciones, esta prohibido. Algunas practicas básicas de “Pisado y Manipuleo” son: •

Caminar, no correr


• • • • • •

Evite pasar sobre cuerdas, cables o líneas colocadas en espiral, que podrían tensarse en cualquier momento. Utilizar los pasamanos correctamente al ascender o descender escaleras De ser posible, evite caminar a través de tuberías. Utilice las caminerías antirresbalantes, en caso de que estas estén disponibles. Las cuñas no se deben poner pateándolas dentro de la rotaria. Utilice técnicas de levantamiento manual adecuadas.

Algunos ejemplos de cómo evitar “puntos de pellizco” son: • • • • • • • • • • • •

Agarrar los elevadores por las bocinas o mangos, únicamente. No colocar las manos en, ni cerca de los ojos, los enlaces del elevador Instalar las cuñas utilizando los mangos, con las palmas mirando hacia arriba Empujar contra la cara externa de la tubería al recolocarla. Mantener las manos, dedos o pies fuera del área debajo de los pasadores de seguridad durante la instalación o remoción. Mantener las manos alejadas del fracturador de barrena mientras se coloca barrena en el mismo. Uso de herramientas adecuadas para el manejo e inserción de equipo. Utilizar las puertas de entrada y salida, con cuidado Identificar y eliminar los “puntos de pellizco” al manejar una válvula. Tener cuidado al utilizar aparejos de izado o al guiar la carga. Utilizar líneas marcadas en las cargas. Mantener las manos alejadas durante el izado de aparejo y mientras se instala el equipo.

Algunos ejemplos de cómo evitar ser golpeado por objetos riesgosos, son: No pararse o caminar bajo cargas izadas. Antes de izar una carga, asegúrese de que la misma este libre de obstáculos y que todos los amarres hayan sido removidos. • Evitar caminar sobre contenedores y material almacenado y nunca pararse entre productos, paredes, cabezales, etc. • Evitar caminar por la rampa mientras las puertas V están en uso. • Respetar las señales y barreras de QHS&E • •

Ejemplo de cuando debe ser llevada protección para los ojos: • • •

Utilizar lentes de seguridad o careta mientras se cambie el equipo de apriete. Utilizando un martillo y cincel/Utilizando una manguera a presión. Utilizando moliendas.

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Los 5 sistemas más importantes en un equipo de perforación son:

1. El Sistema de Potencia Genera y distribuye la potencia primaria requerida para operar la mayoría de los otros sistemas y sus componentes en un equipo de perforación moderno.

2. El Sistema de Rotación Este sistema se encarga de hacer rotar la sarta de perforación y hace que la barrena perfore el Pozo hasta que penetre en una formación potencialmente productiva.

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Sección 3.0 Pág. 2 de 2 Abril 2004 Rev 0.0 Descripción de los Sistemas del Equipo de Perforación Introducción al Equipo de Perforación

3. El Sistema de Izamiento

Se encarga de soportar el sistema de rotación durante la perforación del pozo y provee el equipo y áreas apropiadas para levantar, bajar o suspender los enormes pesos requeridos por el sistema de rotación.

4. El Sistema de Circulación

Se encarga de dar soportar al sistema de rotación proveyendo el material y las áreas de trabajo para preparar, mantener y revisar el fluído de perforación.

5. El Sistema de Prevención de Reventones (BOP)

Ayuda a controlar uno de los mayores problemas que se pueden encontrar durante la perforación de un pozo; un influjo que se puede transformar en un reventón.

DRILLING SCHOOL

SECCION 4 DISEÑO DE SARTA DE PERFORACION Contenido 1.0 Componentes de la Sarta de Perforación 1.1 “Kelly” (Flecha) o Sistema de “Top Drive” (TDS) 1.2 Tubería de Perforación (DP) 1.3 Tubería de Perforación Extrapesada (HWDP) 1.4 Lastra Barrenas (DC) 1.5 Otras Herramientas de Fondo 1.6 Barrenas 2.0 Consideraciones de la Sarta de Perforación 2.1 Tubería de Perforación 2.2 Lastra Barrenas 2.3 Estabilización 2.4 Percusores de Perforación 2.5 Aceleradores 2.6 Amortiguadores 2.7 Barrenas Ampliadoras y Ampliadoras 3.0 Diseño de la Sarta de Perforación 3.1 Objetivos 3.2 Suposiciones 3.3 Factores de Diseño 4.0 Diseño de Pozos de Ángulos Verticales a Moderados 4.1 Etapas de Diseño 4.2 Tamaño de las Lastra Barrenas 4.3 Conexiones BHA / Características 4.4 Colocación de Percusores de Perforación y Estabilizadores 4.5 Longitud de la Sección de BHA 4.6 Capacidad de Torsión de la Junta 4.7 Proporción de Inflexibilidad 4.8 Diseño de Tensión de la Tubería de Perforación 4.9 Presión de Ruptura 4.10 Presión de Colapso 4.11 Cargas Combinadas 4.12 Fuerzas de Estabilidad y Pandeo de la Tubería de Perforación 4.13 Aplastamiento por la Acción de las Cuñas 4.14 Componentes Soldados 5.0 Diseño para Pozos de Alcance Extendido 5.1 Consideraciones Generales de Diseño 5.2 Estimando las Cargas de la Sarta de Perforación 5.3 Coeficiente de Arrastre 5.4 Angulo Critico de Agujero 5.5 Torsión Pág. 1 de 31

DRILLING SCHOOL 5.6 Juntas No-Estándar 5.7 Factores que Afectan la Capacidad de Torsión 5.8 Fatiga en Pozos ERD 6.0 Fatiga 6.1 Fuentes de Fatiga-Inducción de Esfuerzos Cíclicos 6.2 Mitigación 6.3 Velocidades Rotarias Criticas 6.4 Corrosión en Fluido Base Agua 6.5 Practicas de Operación de la Sarta de Perforación ANEXO 1 Calculo de BSR Caculo de Torsión de Conexión de un Tramo

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DRILLING SCHOOL 1.0 COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACION Los componentes de la sarta de perforación son:

1.1 “Kelly” (Flecha) o Sistema de “Top Drive” (TDS) No es exactamente parte de la tubería de perforación, pero transmite y absorbe torsión hacia y de la sarta de perforación, mientras soporta toda la carga de tensión de la sarta de perforación.

1.2 Tubería de Perforación (DP) Transmite potencia por medio del movimiento rotatorio del piso del equipo de perforación a la barrena, y permite la circulación del lodo. Están sujetas a complejos esfuerzos, así como el resto de la sarta de perforación. La tubería de perforación nunca debe ser corrida en compresión o utilizada para peso en barrena, excepto en agujeros de alto ángulo u horizontales, en donde la estabilidad de la sarta y la ausencia de pandeamiento debe ser confirmada por medio del uso de un software de modelado.

1.3 Tubería de Perforación Extrapesada (HWDP) Ellas hacen la transición entre la tubería de perforación y las lastra barrenas, evitando así, un cambio abrupto en las áreas seccionales cruzadas. También son utilizadas con lastra barrenas para proveer peso en barrena, especialmente en agujeros de 6” o 8½” en donde el efecto de pandeo de la HWDP debido a la compresión, es mínimo. La HWDP reduce la inflexibilidad del BHA, también son mas fáciles/rápidas de manejar que las DC’s y mas importante aun, reducen la posibilidad de atrapamiento diferencial.

1.4 Lastra Barrenas (DC) Proveen el peso en barrena, manteniendo la sección de la tubería de perforación en tensión, durante la perforación. El punto neutral que debe estar localizado en la parte superior de la sección de lastra barrenas: 75 a 85% (máximo), debe estar disponible para ponerse bajo compresión (Peso Disponible en Barrena).

1.5 Otras Herramientas de Fondo Incluyen: Estabilizadores, Combinaciones, Percusores de Perforación, MWD, Barrenas de Ampliación, etc. Todas tienen distintas funciones, pero dos puntos mayores en común: Su colocación es crucial cuando se diseño una sarta de perforación e introducen “irregularidades” en la sarta de perforación, es decir, diferente ID/OD y diferentes características mecánicas (torsión/flexión, etc.), que deben ser tomadas en cuenta durante el diseño de una sarta de perforación.

1.6 Barrenas Vea la Sección 6. Barrenas

2.0 CONSIDERACIONES DE LA SARTA DE PERFORACION 2.1 Tubería de Perforación Los factores principales envueltos en el diseño de una sarta de tubería de perforación son: • Resistencia al colapso y ruptura. • Esfuerzo de tensión (Tensión). • Torsión

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DRILLING SCHOOL • Resistencia contra el aplastamiento por medio de la acción de las cuñas. • Presencia de fluidos agresivos (Ej. H2S y CO2)/resistencia a la corrosión Las fuerzas que actúan sobre las tuberías de la sarta de perforación, incluyen: • Tensión, el peso combinado de las lastra barrenas y la tubería de perforación mas cualquier sobretensionamiento Deberá haber disponible un margen de seguridad de sobretensionamiento, para tensionar una sarta atrapada. • Torsión, altos valores de torsión pueden ser obtenidos en condiciones estrechas de pozo. La herramienta recomendada de torsión para conexión de tramos, deberá ser utilizada y sus limites no excedidos. • Fatiga en un ambiente corrosivo • Fatiga asociada a muescas mecánicas. • Esfuerzo Cíclico de Fatiga mientras se rota a través de pozos desviados, Severidad de patas de perro de mas de 3deg/30m (3deg/100pies) debe ser evitada, de ser posible. • Fricción abrasiva • Vibración, a velocidades rotarias críticas Se encuentran disponibles diferentes grados de acero para corresponder a los diferentes requisitos del agujero, siendo los más comunes G105 y S135. El G105 es el más comúnmente utilizado para ambientes poco profundos o de H2S. El S135 es considerado un estándar para operaciones costa afuera. El U150 es un grado relativamente nuevo, que es utilizado para operaciones en aguas profundas. El recubrimiento (también denominado Banda Dura) de tramos, es realizado para limitar el grado de desgaste circunferencial, producido en la junta. Se ha comprobado que el recubrimiento es eficiente, pero también puede proveer considerable desgaste al revestimiento, llevando a una reducción en las propiedades de desempeño de la tubería de revestimiento. Se debe tener cuidado con el uso de materiales de banda dura (generalmente de carburo de tungsteno). Un suave soldado de banda dura, con el diámetro exterior del tamo, es preferible. La Banda Dura recomendad es ARNCO 200XT o ARMACOR M. Si una tubería recién recubierta o una tubería que ha sido recientemente vuelta a recubrir, esta siendo utilizada, todo esfuerzo debe ser hecho para correr esta tubería en la sección del agujero descubierto. Esto resultara en la remoción de asperidad del acabado de la nueva superficie y minimizara cualquier impacto adverso en desgaste de de la tubería de revestimiento. La Tubería de Perforación de desempeño Mejorado, es una tubería de perforación “estabilizada”, que puede ser utilizada en pozos desviados/horizontales, para: • Ayuda a prevenir el atascamiento diferencial • Reduce la torsión y el arrastre • Reduce el contacto con la pared o desgaste de la junta • Ayuda a disturbar los estratos de recortes

2.2 Lastra Barrenas Las lastra barrenas son utilizadas para aplicar peso en la barrena. Su gran grosor de pared, les provee de mayor resistencia al pandeo que la DP. El punto neutral deberá ser localizado El punto neutral que debe estar localizado en la parte superior de la sección de lastra barrenas (nunca en la sección de la DP), 75 a 85% (máximo), de la sección de las lastra barrenas debe estar bajo compresión (esto incluirá la HWDP, en caso de ser utilizada)> La parte baja de la sección de la lastra barrena esta bajo compresión, y debido a esto esta sujeta a pandeo. Esto genera altos esfuerzos y posibles fallas por fatiga, particularmente en las conexiones.

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DRILLING SCHOOL El espacio vacío entre las lastra barrenas y el pozo es mas pequeño que con la DP, y por lo tanto incrementa la posibilidad de un atrapamiento diferencial. Si se piensa que esto podría convertirse en un problema, se puede utilizar una lastra barrena ranurada para reducir el área de contacto con el pozo y por subsiguiente, el riesgo de atrapamiento diferencial. En los pozos desviados y para evitar el atrapamiento del ensamble de perforación, se deberá utilizar la mínima cantidad de lastra barrenas (y estas deberán ser del tipo ranurado). La tubería de perforación extrapesada en conjunción con estabilizadores bajo calibrados, deberá ser utilizada para sustituir el peso de la lastra barrena.

2.3 Estabilización 2.3.1 Estabilizadores Los estabilizadores de medición completa, proveen una distancia fija desde la pared del agujero y mantienen las lastra barrenas concéntricas con el pozo, reduciendo de esta manera, el pandeo y la flexión. Sin embargo los estabilizadores podrían incrementar la torsión y arrastre.

2.3.1.1 Tipo Recomendado de Estabilizadores • El estabilizador integral con cuchillas es el tipo preferido de estabilizador. • A pesar de que los estabilizadores integrales con cuchillas son generalmente preferidos, los estabilizadores con aletas soldadas pueden ser utilizadas para agujeros superficiales o conductores, dependiendo de la formación. Generalmente las formaciones blandas y en cualquiera de los casos, por encima del punto de desviación para pozos direccionales. • Los estabilizadores reemplazables de manga solo se deben usar en áreas del mundo en donde la logística es un verdadero problema (consideraciones económicas). Su desventaja principal es que restringen la circulación de flujo en un agujero pequeño. La posición, tamaño (completa, por debajo o Estabilizador Medido Ajustable) y cantidad de estabilizadores en el ensamble de fondo, son determinados por los requerimientos de la perforación direccional. En la sección vertical su propósito es el de mantener el ángulo de desviación lo mas bajo posible. Nota: • El estabilizador cerca de la barrena puede ser reemplazado por un escariador de rodillos de tamaño complete, en caso de que se experimente torsión excesiva. • No coloque un estabilizador en la transición desde las lastra barrenas hasta el HWDP. • El uso de estabilizadores dentro de la tubería de revestimiento debe ser evitado lo mas posible (o ser limitado a un espacio de tiempo corto), Ej. Mientras se limpia el cemento.

2.3.2 Escariadores de Rodillos Los escariadores de rodillo pueden ser utilizados para la estabilización de la sarta de perforación, en donde sea difícil mantener la medición del agujero y en formaciones duras y profundas, en donde la torsión representa un problema. Los escariadores de rodillo no estabilizan tan bien como los estabilizadores integrales con cuchillas. Se experimentan más caminatas, especialmente cuando un escariador de rodillos es usado cerca de la barrena. Utilizado con un ensamble de armado, muchas veces incrementan la velocidad de armado. El tipo de cortadores, dependerá del tipo de formación. El mismo cuerpo de escariador de rodillo puede ser utilizado para diferentes aplicaciones.

2.4 Percusores de Perforación

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DRILLING SCHOOL Los percusores de perforación hidráulicos de doble acción son preferidos. Los percusores de perforación son generalmente utilizados desde abajo del tubo conducto o la tubería superficial de revestimiento. La cantidad de horas de perforación y horas uso de los percusores de perforación, deberán ser registradas para realizar el reemplazo al tiempo recomendado (esto debe ser provisto por el fabricante). Esto varía de acuerdo al fabricante, tamaño del agujero, tamaño del percusor de perforación y la desviación.

2.4.1 Posición de los Percusores de Perforación Corra un programa de posicionamiento de percusores de perforación, entonces optimice para el posicionamiento, considerando todos los aspectos del BHA: • La localización del punto neutral en la sarta de perforación deberá ser conocida y los percusores de perforación deberán ser mantenidos fuera de esta are. • Cuando sea apropiado (fíjese aquí abajo), posicione los percusores de perforación en la sección de lastra barrenas por encima de la parte superior del estabilizador. Los percusores de perforación no deberán ser corridos directamente al lado de un estabilizador (mínimo un cople entre ellos). • Coloque un para de lastra barrenas sobre el percusor de perforación para peso de martillo, donde sea posible. Las HWDP son flexibles y no transmitirán un golpe hacia abajo, al igual que las lastra barrenas. • El problema anticipado también puede influenciar el sitio en donde será colocado el percusor de perforación: 1. Si es atrapamiento diferencial u ojo de llave, entonces el percusor de perforación deberá ser corrido en la HWDP para evitar quedarse atrapado con el resto del BHA. 2. Si los estabilizadores se están “embolando” o el agujero se esta hinchando, entonces los percusores de perforación deberán ser posicionados sobre la parte superior del estabilizador. 3. Cuando se perfora en un área nueva en donde los problemas comunes de agujero no han sido aun identificados, un buen compromiso es el de correr lastra barrenas ranuradas de OD mas pequeño sobre el percusor de perforación • Los percusores de perforación tienen una fuerza abierta de bombeo que debe ser superada cuando se percusione el percusor de perforación. Fuerza Abierta de Bombeo = Caída de presión debajo de los percusores de perforación x área de Casquillo El área de casquillo puede ser obtenida de los manuales de información del fabricante.

2.5 Aceleradores Los aceleradores (también llamados Impulsadores del Percusor de Perforación, son corridos en la sarta, encima de los percusores de perforación y son utilizados para incrementar la fuerza de impacto ejercida por un percusor de perforación. Consisten en una junta de cuñas que, como extensión de la herramienta, causa mayor compresión de un gas inerte (generalmente nitrógeno en una cámara de alta presión. Entonces el gas bajo fuerzas de presión devuelve a la herramienta a su longitud original, permitiendo a las lastra barrenas debajo del impulsador moverse rápidamente hacia arriba en el agujero. Los aceleradores son útiles en una sarta de pesca o un ensamble de perforación, particularmente en agujeros de ángulo alto, en donde las sarta esta en contacto con el lado del agujero y grandes cantidades de fricción podrían ser desarrolladas.

2.6 Amortiguadores Los amortiguadores son colocados en la sarta de perforación, idealmente, directamente encima de la barrena, para absorber vibración y cargas de choque.

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DRILLING SCHOOL Son útiles, especialmente en sitios de poca profundidad, cuando se perforan rocas duras, formaciones partidas o líneas intermitentes duras y suaves, para limitar el desgaste y falla de los componentes de la sarta de perforación (MWD, barrena, etc.).

2.7 Barrenas Ampliadoras y Ampliadora Las barrenas ampliadoras y las ampliadoras son utilizadas para ampliar los agujeros. Una ampliadora nunca es tan robusta como una barrena ampliadora, pero puede pasar a través de obstrucciones (Ej. sarta de tubería de revestimiento) de un diámetro mas pequeño que el agujero que va perforar.

2.7.1 Barrenas Ampliadoras 2.7.1.1 Aplicaciones Usados para ampliar un agujero piloto, el cual pudo haber sido requerido debido a las siguientes razones: • Se requirió un núcleo. El tamaño del equipo estándar de toma de núcleo comienza en 12 ¼”. • Una alta calidad de registros eléctricos fue requerida, lo cual no es probable de conseguir en un agujero de gran diámetro. • Es mas fácil controlar la trayectoria de un agujero mas pequeño, especialmente en una formación muy blanda. • Perforando a través de lo que podría ser una zona de presión transitoria o una burbuja de gas. En un agujero pequeño, la circulación fondo arriba toma menos tiempo y los influjos son más fáciles de controlar debido al volumen reducido. Una barrena ampliadora también podría ser requerida si el diámetro del agujero ha sido reducido por la formación que se expande dentro de el, de modo la barrena completa, ya no podrá pasar. Esto podría pasar en particular en secciones que contienen lutitas plásticas o sal.

2.7.1.2 Directrices para su uso Una barrena de ampliación es corrida, ya sea con una barrena piloto o con una boquilla, la que guía a la barrena de ampliación a lo largo del agujero piloto. Debido a esto no hay necesidad de guiar una barrena de ampliación y no hay riesgo de perforar alejándose del agujero piloto. La boquilla puede ser fijada directamente a la barrena de ampliación o una junta por debajo, para dar mayor flexibilidad. Como una alternativa para la barrena de ampliación, especialmente en agujeros de tamaños menores a 17½”, una barrena “común” puede ser utilizada para ampliar el agujero. Esto no es recomendado en formaciones blandas. En las formaciones duras, es mas probable que la barrena siga la vía con menor resistencia, pero es necesario medir la desviación del pozo a intervalos frecuentes, para revisar que este siguiendo la trayectoria del agujero piloto. La mayoría de las barrena de ampliación aun utilizan conos, ya sea con dientes de acero o insertos de carburo de tungsteno, dependiendo de la formación. Estas están disponibles desde 8 3/8” (6” de agujero piloto) a 48” (17 ½” agujero piloto). El número de conos (de 3 a 8), es una función del tamaño del agujero. Las barrenas de ampliación de aletas fijas están disponibles para secciones más pequeñas del agujero (menos de 17½”). Ellas remueven el riesgo de que los conos se caigan. También cortan en dirección hacia arriba, en caso de que esto se vuelva necesario (“forzando formación”). Mientras se usa una barrena de ampliación: • La selección de cortadores dependerá de la formación, basada en las mismas consideraciones que las que se usan par alas barrenas.

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DRILLING SCHOOL • Las formaciones blandas normalmente responderán mejor a un RPM más alto y un WOB mas bajo, mientras que las formaciones más duras requieren un WOB más alto y menos RPM. • En caso de que se encuentren formaciones fracturadas, ajuste el parámetro de perforación para evitar el rebote. • Use un gasto de flujo suficiente para obtener una buena limpieza de agujero. • Siempre estabilice la parte baja de la barrena de ampliación para prevenir que rote fuera del centro. Una barrena de conos (es decir, en caso que la limpieza no haya sido anticipada) o una boquilla media pulgada o una pulgada mas pequeña que el agujero piloto, deberían ser eficientes.

2.7.2 Ampliadoras Las aplicaciones típicas incluyen: • Abrir el agujero por debajo de la Zapata guía, para proveer un espacio anular más grande, para poder cementar la próxima sarta de tubería de revestimiento. Esto permite, por ejemplo, el uso de un diámetro, de tubería intermedia de revestimiento, más grande de lo que se puede utilizar normalmente. • Superar la restricción del tamaño del diámetro del BOP o del cabezal del pozo. • Ampliar el espacio anular del agujero, dentro de la zona productora, para la completación con empaque de grava. • Abrir una burbuja para comenzar un desvío. • Reducir la severidad de las patas de perro. • Ampliar “áreas levantadas” a través de la zona problemática fallida. Debido a que la ampliadora tiene que pasar a través de un diámetro interior restringido, incorpora cortadores expandibles, los cuales permanecen colapsados cuando la herramienta esta RIH. Los cortadores son entonces expandidos dentro de la formación utilizando la presión diferencial del fluido de perforación. Una vez que el agujero se encuentra ampliado a la profundidad deseada, las bombas son apagadas, permitiendo que los brazos se colapsen nuevamente hacia el cuerpo para POOH. Las ampliadoras usualmente tenían conos en brazos extensibles, pero hoy en día la tendencia es la de usar brazos extensibles con cortadores PDC. Estas pueden ser corridas con una boquilla o una barrena de perforación pequeña como si fuera una ampliadora. En caso de que la sobre medición sea requerida, una alternativa seria una barrena bi-céntrica (por ejemplo, 8 1/2” X 9 7/8”), lo cual elimina el riesgo asociado con una ampliadora.

3.0 Diseño de la Sarta de Perforación 3.1 Objetivos El objetivo del diseño de la sarta de perforación es: • Asegúrese que el esfuerzo máximo, en cualquier punto de la sarta de perforación, es menor que el esfuerzo de cedencia reducido. • Asegúrese que los componentes y la configuración de la sarta de perforación minimice los efectos de fatiga • Provee equipo que sea resistente al H2S, en caso de que el H2S sea anticipado.

3.2 Suposiciones Las siguientes suposiciones son hechas: • En agujeros de ángulo bajo, la tensiones aproximada utilizando el método de “peso de boya” o flotación. Esto ignora los efectos de la presión de circulación y ángulo de agujero, en tensión. A pesar de no ser tan exacto como el método “presión-área”, se compensa por cualquier error,

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DRILLING SCHOOL seleccionando un margen apropiado de sobretensión. Los pozos ERD y los pozos horizontales, requerirán de un moldeado por computadora para evaluar los efectos de torque y arrastre. • En los pozos verticales, se asume que se presentara el pandeamiento hasta el punto en la sarta en donde el peso de flotación de la sarta, iguala el peso en barrena. Esto es incorrectamente denominado “punto neutral en tensión”. En la practica, y si las fuerzas presiónárea son considerados, el punto neutral siempre ocurrirá por debajo de este punto, a menos que la tubería quede atrapada o que la caída de presión en barrena se incremente con la barrena en el fondo. • En agujeros inclinados se asume que se presentara el pandeo, cuando la carga compresiva en un componente, exceda la carga crítica de pandeo del componente. • Los cálculos de tensión en agujeros verticales y de ángulo bajo, asuma una sarta vertical colgada, es decir, el peor de los casos, sin soporte de agujero. Si el agujero no es vertical, entonces el diseño es un diseño conservador, el cual es realizado para compensar el arrastre de tensión más alto, ya que el ángulo del agujero y el del adyacente se incrementan. • En los diseños de ERD’s el arrastre de tensión es ignorado para los cálculos en modo perforación rotaria. Los errores son pequeños, a menos que se rote muy lento con altas velocidades de perforación. Bajo condiciones normales de perforación, la velocidad de rotación excederá la velocidad axial. • La capacidad de carga de torsión de la sarta de perforación, es fija en la torsión de conexión de la junta. • La fuerza de cedencia material para todos los componentes, es el mínimo especificado para el componente que esta siendo considerado. • El grosor de la pared del tubo de la tubería de perforación es el mínimo para el peso y clase de la tubería de perforación especificada. • La fuerza de torsión de conexión y la torsión de adición (de componente), son calculados utilizando la formula de A.P. Farr de SPI RP 7G.

3.3 Factores de Diseño Los factores de diseño son utilizados para disminuir las capacidades de carga de los componentes, para proveer un margen adicional de error causado por diferencias entre las suposiciones hechas en el diseño y el mundo real. Tensión (DFT) Esto es usado para reducir la capacidad de tensión de la tubería de perforación, para establecer la carga de tensión máxima permitida. DFT es típicamente 1.15 Margen de Sobretensionamiento (MOP) La tensión en exceso deseada sobre la carga normal de colgado/trabajo para que sirva en caso de contingencias tales como, arrastre de agujero, atrapamiento de tubería, etc. Pudiera ser cualquier cantidad positiva pero es típicamente especificado desde 50,000 a 150,000 lbs dependiendo de las condiciones del agujero. Exceso de Peso en el BHA (DF BHA) Define la cantidad de peso en exceso de peso en barrena que un BHA dado pudiera contener. Este peso en exceso provee un margen extra para mantener al punto neutral por debajo de la parte superior del BHA. DFBHA recomendado es de 1.15. Torsión La torsión aplicada esta limitada a la torsión de conexión de una junta. Una torsión de conexión estándar es de 60% de fuerza torsional de cedencia de junta y las juntas estándar son mas débiles en torsión que los tubos a los que están anexos. Debido a esto un factor de diseño no es necesario. Presión de Colapso (DFC)

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DRILLING SCHOOL Las capacidades de presiones de colapso son primero disminuidas para contar para el efecto de cualquier tensión y después vueltos a disminuir, dividiendo las entre el factor de diseño de colapso. El DFC es típicamente 1.1 a 1.15. Presión de Ruptura (DFBP) Esto es usado para reducir una capacidad de presión de ruptura de componentes para dar un máximo permitido de presión de ruptura que puede ser aplicado. La capacidad de ruptura es incrementada cuando la tensión es aplicaba, pero esto es normalmente ignorado. Pandeo (DF B) Este es el factor de seguridad del pozo de ángulo alto equivalente al factor de exceso del BHA para pozos verticales. Ambos sirven para prevenir el pandeo de la tubería de perforación en forma rotaria. La diferencia es que DFBHA incrementa la longitud del BHA en pozos verticales, mientras que el DFB disminuye el peso permitido en peso en barrena en pozos ERD y pozos horizontales, en donde el BHA tradicional, esta ausente.

4.0 DISENO DE POZOS DE ANGULOS VERTICALES A MODERADOS 4.1 Etapas de Diseño Trabajando desde la barrena hacia la superficie: • Elija el tamaño de la lastra barrena, conexión y características de la conexión. • Determine el esfuerzo de torsión de las conexiones de la lastra barrena. • Determine las longitudes mínimas de las secciones de lastra barrena y HWDP. • Revise las fuerzas de aplastamiento por cuñas. • Establezca los factores de diseño y el margen de sobretensionamiento • Calcule las cargas de trabajo y tensión permitidas. • Calcule la longitud máxima permitida de cada sección de la tubería de perforación. • Calcule la baja de capacidades de presión de colapso de los tubos de la tubería de perforación bajo carga de tensión.

4.2 tamaños de las Lastra Barrenas • A menos que el atrapamiento mecánico sea un problema, se deberá utilizar el diámetro más grande de BHA, en consistencia con las demás necesidades. • La inflexibilidad incrementada se traduce en un mejor control direccional. • La presencia de lastra barrenas significa menos conexiones para un peso especifico en barrena. • Grandes lastra barrenas significan longitud de BHA reducida y por lo tanto una reducción del riesgo de atrapamiento diferencial. • Las lastra barrenas grandes tienen menos libertad de movimiento. Esto reduce la magnitud de los esfuerzos cíclicos generados por el pandeo y la vibración lateral y por lo tanto incrementa la vida de fatiga de las conexiones. Otras consideraciones incluyen: • habilidad para pescar • rango efectivo del equipo de manipuleo de tubería • requerimientos de control direccional • hidráulicos • características deseadas (ranurados, ranurados con elevador, etc.).

4.3 Conexiones BHA / Características Los siguientes puntos son aplicables a todos los componentes del BHA, incluyendo combinaciones, estabilizadores, motores, herramientas de LWD y MWD, ampliadores de agujeros, barrenas ampliadoras, percusores de perforación, etc.

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DRILLING SCHOOL 4.3.1 Proporción de Fuerza de Flexión (BSR) Esta es la proporción de flexibilidad de la caja hacia el piñón para una conexión dada. BSR's altos pueden causar una acelerada falla de piñón. Los BSR’s bajos pueden causar fallas de caja. La experiencia de campo sugiere que lastra barrenas OD mas grandes sufren predominantemente de roturas por fatiga en la caja, incluso cuando se esta en o cerca del BSR optimo de 2.5. Esto sugiere que un BSR más alto podría ser una directriz mas apropiada para lastra barrenas OD más grandes. Al contrario, los coples de 4¾” con BSR’s de 1.8 rara vez exhiben roturas por fatiga en la caja. Esto sirve para destacar la importancia de la experiencia en campo, al elegir BSR’s para tamaños de lastra barrenas en particular. El BSR recomendado para tamaños típicos de lastra barrenas, es mostrado en la tabla siguiente. Estos números deberán ser ajustados, según sea determinado por las condiciones operativas locales. Rangos recomendados de BSR OD de Lastra Barrena

Rango Tradicional de BSR

< 6” 6” – 7 7/8” = o > 8”

2.25 – 2.75 2.25 – 2.75 2.25 – 2.75

Rango recomendado de BSR 1.8 – 2.5 2.25 – 2.75 2.5 – 3.2

Las transiciones entre las secciones de diferente inflexibilidad, actúan como concentradores de esfuerzo. Este problema es empeorado por medio de las combinaciones cortas y derechas. Si una combinación derecha (no cuello de botella) es utilizada y su OD es más grande que el OD de la junta de la HWDP, el BSR resultante de la conexión de la combinación superior, podría ser bastante alto, resultando en fatiga acelerada de piñón. Los cuellos de botella alivian este problema, proveyendo un cambio ligero en la sección cruzada. Las ecuaciones utilizadas para el cálculo del BSR, están representadas en el Anexo 1.

4.3.2 Conexión de BHA en Forma de Rosca Las formas de rosca con una raíz de radio completo, deberán ser utilizadas en todas las conexiones de BHA, para maximizar la resistencia a la fatiga. La conexión regular de API y las conexiones NC y Agujero Completo, todas cumplen con este requisito, a pesar de que cabe mencionar que la forma de rosca NC de API (V-038R), es superior a las otras. La forma de rosca H-90, también es considerada como aceptable, a pesar de que no tiene un raíz de radio completo. Todas las conexión que utilizan una forma de rosca “estándar” V-065, excepto la PAC, son obsoletas. La forma de rosca “NC” deberá ser especificada, en vez de los nombres obsoletos de “IF” o “XH”, ya que esto eliminara la posibilidad de recibir forma de rosca V-065, propensa a la fatiga.

4.3.3 Características de Alivio de Esfuerzo Las características de alivio de esfuerzo deberán estar especificadas en todas las conexiones NC-38 o mayores, del BHA. Estas características incluyen el “piñón libre de esfuerzo” y la “caja bore-back”. Ambos extienden la vida de la fatiga por medio de la eliminación de las raíces separadas de rosca, que actúan como concentradores de esfuerzo. Las características de alivio de esfuerzo son beneficiosas en todas las conexiones de la HWDP. Los piñones acanalados liberados de esfuerzo, no son recomendados para conexiones menores al NC-38, porque

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DRILLING SCHOOL podrían debilitar las fuerzas de tensión y torsión de las conexiones y porque la fatiga es muchas veces un problema menor que las cargas no-cíclicas en conexiones pequeñas. El “bore-back” podría ser utilizado en conexiones mas pequeñas sin debilitarlas y debería ser considerado en caso de la fatiga de la caja, este ocurriendo.

4.3.4 Rodamiento en Frío El rodamiento en frío de las raíces de roscas del BHA (y la HWDP) y de las superficies de alivio de esfuerzo, incrementa la vida de la fatiga por medio de la colocación de un esfuerzo compresivo residual en las raíces de las roscas. Esto no es beneficioso en tubería de perforación de peso normal, en donde la fatiga es rara vez un problema, debido a la relativa inflexibilidad de las juntas, comparadas a los tubos.

4.3.5 Esfuerzo de Torsión de Conexión de BHA Debido a que la torsión es transmitida desde la parte superior hacia abajo, las conexiones del BHA están usualmente sujetas a cargas de torsión mas bajas, que las conexiones de arriba. Sin embargo, si esta ocurriendo “atrapamiento” / “corrida” o se esta utilizando un ensamble telescopiada, se deberá revisar la fuerza de torsión, para confirmar que es mas alta que la torsión esperada, dentro del BHA operativo. Los tabuladores de fuerza de torsión en juntas, no puede ser directamente utilizado para este propósito, debido a que los materiales de las juntas y las lastra barrenas, tienen fuerzas de cedencia distintas. El esfuerzo de torsión de conexión de las lastra barrenas puede ser calculado como sigue:

Donde

TS MUT F

- esfuerzo de torsión de conexión de las DC (pies lbs) - torsión de conexión de las DC (pies lbs) - factores del tabulador siguiente

Factores para convertir el MUT de las lastra barrenas a Fuerza de Torsión Tipo de Conexión OD < o = 6-7/8” OD > 6-7/8” PAC f = 0.795 n/a H-90 f = 0.511 f = 0.562 Otros f = 0.568 f = 0.625

4.4 Colocación de Percusores de Perforación y Estabilizadores 4.4.1 Estabilizadores El numero, tamaño y posición de los estabilizadores, es muchas veces determinado por las consideraciones direccionales. Sin embargo, también tienen un impacto en otros aspectos del diseño. 1. Durante la perforación rotativa en pozos verticales, la parte baja del BHA sufrirá de pandeo y será soportado por los lados del agujero. Los estabilizadores reducen el esfuerzo de conexión/incrementan la vida de fatiga, por medio de la restricción de libertad de movimiento lateral de la lastra barrena. 2. En caso de que el atrapamiento diferencial sea una preocupación, mas estabilizadores o estabilizadores mas grandes, incrementaran la posibilidad de quedarse atrapado. Al mismo tiempo y cuando el atrapamiento diferencial es una preocupación, la presencia de estabilizadores, puede reducir el riesgo, manteniendo las lastra barrenas fuera de los lados del pozo.

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DRILLING SCHOOL 4.4.2 Percusores de Perforación El posicionamiento de los percusores de perforación es dictado por la necesidad de tener un impacto máximo, en caso de que el BHA quede atrapado, mientras se trata de asegurar de que no ocurra una falla por fatiga. Hasta hace poco, la ley del dedo, era utilizada para correr los percusores de perforación en tensión. Mas recientemente, en pozos de ángulo alto, se ha vuelto aceptable, el correr percusores de perforación bajo compresión. Esto ha llevado a confusiones con respecto al posicionamiento de percusores de perforación, es decir, si correr en tensión o compresión y si correrlos durante el pandeo o sin pandeo. (Nota: un elemento rotador pandeado de la sarta de perforación, siempre es una preocupación en la perforación y por tanto deberán ser evitados. Para clarificar estos asuntos, la siguiente regla es impuesta:

“No corre los precursores de perforación pandeados, en ningún momento”. Esta regla obviamente excluye a los percusores de perforación de ser corridos en compresión mecánica en secciones verticales del agujero. En pozos de alto ángulo, sin embargo, se reconoce que un percusor de perforación puede estar sujeto a una gran carga compresiva, sin pandearse.

4.5 Longitud de la Sección de BHA La longitud de la sección de lastra barrenas dependerá del tipo de BHA siendo diseñado y de si el HWDP será utilizado o no para peso en barrena. Tres tipos de diseño de BHA son considerados como en la ilustración en la figura 1, como sigue:

• Tipo A: El peso completo en barrena es provisto por las lastra barrenas. La HWDP esta presente para extender la transición desde los DC’s hasta la DP.

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DRILLING SCHOOL • Tipo B: Suficientes DC’s son usados para lograr ya sea control direccional u otros objetivos, excepto el WOB El peso en barrena se deriva de ambos, DC’s y HWDP. Este BHA es más fácil d manejar en el piso del equipo de perforación y aparenta haber reducido la posibilidad de falla de la lastra barrena. • Tipo C: Se utilice mas de un tamaño de lastra barrena pero el peso en barrena aun es provisto por ambas DC’s y HWDP. Así como con el Tipo B, la cantidad de DC’s se encuentra influenciada por objetivos direccionales u otros objetivos (no WOB).

4.5.1 BHA Tipo A La longitud mínima de las lastra barrenas es calculado como sigue:

Donde

LDC WOB DFBHA KB θ WDC

= Longitud mínima de lastra barrena (pies) = Peso máximo en barrena (lbs) = Factor de diseño para el sobrepeso = Factor de flotación = ángulo máximo del agujero en el BHA (grados) = Peso en aire de las lastra barrenas (lbs/pies)

El factor de diseño para sobrepeso del BHA es elegido para asegurar que el punto neutral se mantenga por debajo de la parte superior del BHA. Este factor es típicamente asignado un valor de 1.15, para la mayoría de las aplicaciones, a pesar de que la perforación dura podría justificar un valor más alto. La longitud mínima de las lastra barrenas es muchas veces redondeado hasta el próximo puesto de lastra barrenas. La cantidad de HWDP para la transición, deberá ser determinado en base a experiencias previas y típicamente estará en el orden de 9 -30 juntas.

4.5.2 BHA's Tipo B y C La cantidad de HWDP requerida para aplicar el peso necesario en barrena y mantener el punto neutral dentro del BHA, puede ser determinado utilizando la siguiente formula:

Donde

LHWDP WOB DFBHA KB θ WDC1 LDC1 WDC2 LDC2 WHWDP

= Longitud mínima de las HWDP (pies) = Peso máximo en barrena (lbs) = Factor de diseño para el sobrepeso = Factor de flotación = ángulo máximo del agujero en el BHA (grados) = Peso en aire de las lastra barrenas en la primera sección (lbs/pies) = Longitud de la primera sección de lastra barrenas (pies) = Peso en aire de las lastra barrenas en la segunda sección (lbs/pies) = Longitud de la segunda sección de lastra barrenas (pies) = Peso en aire de la HWDP (lbs/pies)

A medida que el ángulo del agujero se incrementa, se alcanzara un punto en donde un pesado BHA seria más prejudicial, debido al incremento del arrastre por tensión y torsión, que

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DRILLING SCHOOL beneficioso por proveer peso en barrena. Las dos formulas anteriores, cesaran entonces su aplicación, después de ese punto, es decir, para ángulos mas altos. Para estos ángulos más altos de agujero, es una práctica aceptada el aplicar peso en barrena, por vía de una corrida normal de peso de tubería de perforación en compresión mecánica.

4.6 Capacidad de Torsión de la Junta Para prevenir la falla de conexión de fondo y falla de torsión, la máxima torsión operativa nunca debe superar la torsión de conexión de junta. La torsión de junta como tal, deberá estar basada en el OD y el ID de la conexión que esta siendo utilizada, en vez de una torsión de conexión general para un tipo de conexión dada. Cuando una torsión operativa alta es esperada, la torsión de conexión puede ser incrementada, pero el efecto de una posible reducción en la capacidad de tensión de la junta necesita ser determinado. Esto será discutido en más detalle en la sección X.Y. Las dimensiones de conexión y la exactitud de la medida de torsión siempre deben ser revisadas, independientemente de si la torsión operativa alta es esperada o no. Las ecuaciones en el cálculo de conexión de la junta son dadas en el Anexo 1.

4.7 Proporción de Inflexibilidad La proporción de inflexibilidad (SR) de las secciones anteriores y siguientes a cada transición, debe ser comparada para ayudar en la cuantificación de la brusquedad del cambio de sección y determinar la necesidad de una tubería de transición. Esto se logra dividiendo el Modulo de Sección (Z) de la sección mas baja entre el Modulo de la Sección superior. Superior

Igual que con el BSR, la proporción de inflexibilidad no es un límite de desempeño estrictamente cuantitativo y la experiencia deberá ser utilizada para determinar el SR optimo. Si se están experimentando fallas de la tubería de perforación en la parte superior del BHA, a pesar de tener el peso adecuado de lastra barrena para el WOB, se podría necesitar la tubería de transición. Las siguientes directrices, se han encontrado aceptables, de forma general: 1. Para la perforación de rutina o una experiencia de falla muy baja, mantenga el SR por debajo de 5.5. 2. Para perforación severa con una experiencia de fallas significativas, mantenga el SR por debajo de 3.5.

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DRILLING SCHOOL 4.8 Diseño de Tensión de la Tubería de Perforación La base para seleccionar varios grados de tuberías para conectar a una sarta de perforación, es la de siempre mantener el margen de sobretensionamiento (MOP) en todos los puntos de la sarta. Esto se logra adicionando el grado mas bajo de tubería, las juntas una por una, comenzando desde la parte superior del BHA hacia arriba. Cada junta debe soportar el peso del BHA más la tubería de perforación por debajo de esa junta. Cuando la carga de trabajo (PW) es alcanzada para ese grado de tubería de perforación, el grado próximo mas alto, deberá ser utilizado y el proceso deberá ser repetido hasta que la sarta de perforación este completa. Nota: El peso nominal de la tubería de perforación es meramente un término descriptivo para fines de identificación y se refiere a la tubería de linea. El peso real (peso en aire o peso ajustado), que incluye los pesos de las juntas, siempre deberá ser utilizado en estos cálculos.

Nomenclatura de Diseño de Tensión

4.8.1 Determine la Capacidad de Cargas de Tensión (PT ) Este es el cálculo de la tirada de tensión necesaria para hacer ceder el cuerpo de la tubería. Los valores de los tabuladores, permiten bajar la tensión basado en el grosor de la pared/tipo de tubería.

4.8.2 Determine el Factor de Diseño en la Tensión (DFT ) El factor usado para bajar la capacidad de la carga de tensión para obtener una carga permisible (PA). Típicamente es utilizado un DF T de 1.1.

4.8.3 Calcule la Carga Permitida (PA) La carga máxima colocada en una tubería, incluyendo contingencias P A = PT / DFT.

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4.8.4 Establezca el Margen de Sobretensionamiento (MOP) La capacidad de sobretensionamiento diseñada por encima de la carga de trabajo (PW), para compensar el arrastre esperado, posible atrapamiento, aplastamiento por cuñas, y el efecto de presión circulante. Los valores del MOP son típicamente 50,000 – 150,000lbs

4.8.5 Calcule las Cargas de Trabajo (PW) La carga de trabajo es la tensión máxima esperada que puede ocurrir durante operaciones normales.

4.8.6 Calcule la Longitud máxima de la Primera Sección de la Tubería de Perforación La longitud máxima del grado mas bajo aceptable de tubería de perforación, en la primera sección de la DP sobre el BHA, puede ser determinada utilizando la siguiente formula.

Donde

LDP1 PW1 LHWDP KB WDC1 LDC1 WDC2 LDC2 WHWDP W1

= Longitud máxima de la tubería de perforación en la sección 1 (pies) = Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 1 (lbs) = Longitud de la HWDP (pies) = Factor de flotación = Peso en aire de las lastra barrenas en la primera sección (lbs/pies) = Longitud de la primera sección de lastra barrenas (pies) = Peso en aire de las lastra barrenas en la segunda sección (lbs/pies) = Longitud de la segunda sección de lastra barrenas (pies) = Peso en aire de la HWDP (lbs/pies) = Peso en aire de la tubería de perforación en sección 1 (lbs/pies)

4.8.7 Calcule la Longitud máxima de la Segunda Sección de la Tubería de Perforación Para calcular la cantidad de tubería de perforación en la segunda sección sobre el BHA (en caso de ser necesario):

Donde

LDP2 PW2 PW1 W2 KB

= Longitud de la tubería de perforación en sección 2 (pies) = Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 2 (lbs) = Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 1 (lbs) = Peso en aire de la tubería de perforación en sección 2 (lbs/pies) = Factor de flotación

4.8.8 Calcule la Longitud máxima de la Tercera Sección de la Tubería de

Perforación

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DRILLING SCHOOL Donde

LDP3 PW3 PW2 W3 KB

= Longitud de la tubería de perforación en sección 3 (pies) = Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 3 (lbs) = Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 2 (lbs) = Peso en aire de la tubería de perforación en seccion3 (lbs/pies) = Factor de flotación

4.9 Presión de Ruptura En general, la tubería de perforación no es utilizada en aplicaciones que requieran una alta presión de ruptura, en caso de que el gas sea la fuente de la presión. Tubería de producción con conexiones premium es muchas veces mas adecuada. La tubería de perforación nunca debería ser utilizada para llevar gas que contenga Sulfuro de Hidrogeno a una presión parcial mayor a 0.05psi. Los gastos de ruptura pueden encontrarse tabulados y asumen propiedades mínimas de material y ninguna carga axial. Mientras que las cargas simultaneas de tensión incrementaran la capacidad de presión de ruptura. Esto es usualmente ignorado y retenido como un factor adicional de seguridad.

4.10 Presión de Colapso La presión de colapso que actúa en cualquier punto en la sarta de perforación bajo condiciones estáticas es:

Donde

PC PA PDP D GA GDP

= Presión de colapso sobre la tubería de perforación (psi) = Presión superficial del espacio anular (psi) = Presión superficial de la tubería de perforación (psi) = Profundidad de interés (pies) = Gradiente del fluido en el espacio anular (psi/pies) = Gradientes de fluido en la tubería de perforación (psi/pies)

Nota: La tensión y la presión en el espacio anular simultaneas, reducirán la capacidad de colapso que deberá ser bajada, como se indica abajo, en caso de que se anticipen cargas de tensión.

4.11 Cargas Combinadas Estos casos se refieren a situaciones en donde varias cargas están siendo ejercidas en una tubería, al mismo momento. 1. Las tensiones simultáneas reducen la capacidad de colapso de la tubería de perforación y viceversa. 2. La torsión simultánea reduce la capacidad de tensión de la tubería de perforación y viceversa. 3. El agregado de una conexión (torsión) más allá de un punto dado, reduce la capacidad de tensión de conexión. 4. La tensión simultanea reduce la fuerza torsional de Cedencia de las conexiones de piñones débiles.

4.11.1 Disminución de la Capacidad de Presión de Colapso en la Tubería de Perforación bajo Tensión El factor de disminución para la capacidad de colapso de la tubería bajo tensión puede ser calculado de las ecuaciones dadas por API RP7G, Anexo A. Sin embargo, un método mas rápido es el de usar el siguiente grafico (también de API RP7G). Las ecuaciones usan una fuerza de cedencia promedio, mientras que el método grafico usa la fuerza de Cedencia mínima.

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DRILLING SCHOOL Fuerzas de Cedencia Grado de Fuerza mínima de Tubería Cedencia (psi) 75,000 E 95,000 X 105,000 G 135,000 S

Fuerza Promedio de Cedencia (psi) 85,000 110,000 120,000 145,000

Elipse de Esfuerzo de Cedencia Biaxial Ejemplo Determine la capacidad de presión de colapso de una tubería grado E de 5”, 19.5lb/pies, bajo una carga de tensión de 50,000 lbs. 1. De los tabuladores de tubería de perforación, la capacidad de tensión para esta tubería es de 311,535lbs y la capacidad de colapso es de 7041psi. 2. Exprese la carga axial como un porcentaje de la Fuerza de Cedencia mínima. % Min YS = (carga axial) x (100) / PT = (50,000 x 100) / (311,535) = 16% 3. Plotee 16% en el eje horizontal de la figura 3. Tome una perpendicular hasta la curva y después una horizontal desde la curva para interceptar y el eje a 90% (un factor de disminución de 0.9) 4. Multiplique la capacidad nominal de colapso por el facto de disminución. = 7041 x 0.9 = 6337 psi 5. Asumiendo un factor de diseño para colapso (DFC) de 1.125, la capacidad de colapso disminuida es de = 6337 / 1.125 = 5632 psi

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DRILLING SCHOOL 4.11.2 Disminuya la Capacidad de Carga de Tensión bajo Torsión y Tensión Combinada Esta situación puede ocurrir cuando se desamplia, halando de una tubería atrapada o pescando. Al insertar la carga de tensión o torsión en la siguiente ecuación, la máxima torsión o carga de tensión, respectivamente, que pueden ser aplicadas simultáneamente, pueden ser calculadas.

Donde

QT J OD ID Ym P A

= Cedencia mínima de torsión bajo tensión, lb.-pies = momento polar de inercia = (π/32) (OD4 – ID4) para tubería = diámetro exterior, pulg. = diámetro interior, pulg. = unidad mínima de fuerza de cedencia, psi = total de carga en tensión, lbs = área de sección cruzada = (π/4) (OD2 – ID2)

Ejemplo Cual es la máxima tensión que puede ser aplicada a una tubería atrapada bajo cargas de tensión, como sigue: 3½” OD 13.3 lb. /pies tubería de perforación Grado E (nueva) Carga de tensión 100,000 lbs ID (de las tablas) = 2.764” = 75,000 psi Ym J = (π/32) (3.54 – 2.7644) = 9 A = (π/4) (3.52 – 2.7642) = 3.6209in2

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DRILLING SCHOOL 4.11.3 Capacidad de Carga de Tensión de la Junta Bajo la Torsión de Conexión Aplicada La torsión de conexión no deberá exceder el valor recomendado, a menos que el impacto del exceso de torsión en la capacidad de tensión de la sarta, sea considerado primero. La capacidad de tensión de los tubos es normalmente, significativamente mas bajo que la capacidad de tensión de las juntas, debido a esto es comúnmente asumido que la capacidad de tensión de la sarta es limitada por el tubo. El incremento en la tensión de conexión, coloca esfuerzo en el cuello del piñón, lo cual es aditivo para la carga de tensión en la sarta, en cada junta. De esta forma, se llegara a un punto en el cual el cuello del piñón se convertirá en la parte más débil de la sarta. Para una junta en particular, es posible construir una curva de carga combinada para junta, similar a la mostrada en la Figura 4. Los puntos P1, T1, T2, T3 y, pueden todos ser derivados de ecuaciones en API RP7G Anexo A.8.3.

Curva de Carga Combinada para Junta Utilizando estas curvas es posible determinar el efecto, incrementando la torsión de conexión en la capacidad de tensión permitida de la junta. Es entonces necesario determinar si la junta o el tubo de la tubería de perforación serán entonces, la parte más débil de la sarta de perforación.

4.12 Fuerzas de Estabilidad y Pandeo de la Tubería de Perforación Usualmente, se establece circulación completa mientras que no se esta en el fondo, esto previene cualquier incremento temporal de presión en la sarta de perforación. Sin embargo, si la caída de presión en barrena se incrementa mientras esta en el fondo, la tubería de perforación podría pandearse sobre el BHA (daños por fatiga), aun cuando el punto neutral este dentro del BHA. Esto ocurre porque la tubería de perforación no es capaz de estirarse para compensar por

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DRILLING SCHOOL el incremento de presión interna. Sin embargo, cualquier pandeo que ocurra es puramente temporal y se perderá una vez que se haya perforado suficiente agujero Nuevo, para permitir que la tubería se estire. Dependerá de las condiciones del momento, si la tubería de perforación se pandea o no. Las condiciones típicas incluirían: • Perforación a poca profundidad • Tubería de perforación de paredes delgadas, en uso • Grandes cambios en la caída de presión en barrena • Alto WOB para peso disponible del BHA La adherencia a la siguiente regla debería ayudar a evitar que esta situación ocurra: Cada vez que ocurre un incremento en el gasto de bombeo mientras que la barrena esta en fondo, levante la sarta de perforación, hasta que un se note un aumento en el peso. Esto le permitirá que la sarta se estire y alivie la tendencia al pandeo.

4.13 Aplastamiento por la Acción de las Cuñas Las cuñas ejercen una compresión de ahorcamiento en la tubería de perforación y la podrían deformar bajo ciertas condiciones. Una unidad de esfuerzo de tensión (St) de peso colgado, resultara en un esfuerzo de ahorcamiento (Sh), que es una función de muchos factores tales como, longitud de las cuñas, coeficiente de fricción entre las juntas y el tazón, diámetro de la tubería, etc. Las constantes de aplastamiento por cuñas (Sh/St) han sido calculadas para condiciones variantes, en las que todas asumen un coeficiente de fricción entre las cuñas y el tazón de 0.08.

Constantes del Aplastamiento por Cuñas (Sh/St) Tamaño de Tubería (pulg.) 2-3/8 2-7/8 3-1/2 4 4-1/2 5 5-1/2 6-5/8

Longitud de Cuñas (ins) 12 1.25 1.31 1.39 1.45 1.52 1.59 1.66 1.82

16 1.1 8 1.22 1.28 1.32 1.37 1.42 1.47 1.59

Asumiendo que la tubería no ha quedado atrapada, la tensión máxima llevada por las cuñas, será la Carga de Trabajo (PW). Para asegurar que exista un margen suficiente para permitir el aplastamiento por cuñas, las siguientes condiciones deberán ser obedecidas:

Donde

PW PA Sh/St

= Carga de Trabajo, lbs = Cargas máximas permitidas, lbs = Constante de aplastamiento por cuñas

Nota: Si la tubería esta atrapada y es necesario colocar las cuñas con tensión adicional, entonces el calculo anterior deberá incluir tensión extra de sarta.

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DRILLING SCHOOL Si el margen de sobretensionamiento (MOP) es elegido para asegurar que siempre cumple con la relación siguiente, entonces siempre se suministrara para el efecto de aplastamiento por cuñas,

El anterior asume que las cuñas, elemento de cuñas y tazón están en buen estado y están siendo regularmente inspeccionadas.

4.14 Componentes Soldados Los componentes soldados deberán ser evitados. La mayoría de los componentes son realizados de aceros de carbón relativamente altos que son tratados con calor para lograr las propiedades requeridas. La soldadura altera permanentemente estas propiedades, y, a menos que se vuelvan a tratar con calor, el componente estar debilitado y resquebrajado.

5.0 DISENO PARA POZOS DE ALCANCE EXTENDIDO 5.1 Consideraciones Generales de Diseño En pozos de ángulo alto, los componentes tradicionales del BHA, son muchas veces eliminados y es probable que el peso en barrena sea aplicado corriendo tubería de perforación en compresión y de peso normal (nunca es considerado en pozos verticales). Para una profundidad medida dada, la carga de tensión superficial proveniente del colgado de peso, disminuirá al incrementar el ángulo de pozo, debido al incremento de soporte de pared. Sin embargo la torsión y arrastre incrementara a medida que se incremente el ángulo del agujero. Bajo estas circunstancias, el límite de carga será probablemente su capacidad de torsión. En pozos verticales, las fuerzas de fricción son, ya sea ignoradas o tomadas en cuenta por medio de la utilización de factores de diseño o margen de sobretensionamiento. Los pozos altamente desviados necesitan tomar en cuenta las fuerzas de fricción. Por lo general esto es un proceso reiterativo y es más eficientemente emprendido utilizando técnicas de simulación por computadora, como es representado en la Figura 5.

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La Figura 5 representa la mayoría de las consideraciones de diseño para pozos desviados, pero el aspecto más importante será la disponibilidad. Puede el pozo ser perforado el pozo con la tubería que esta en el equipo de perforación seleccionado? Si es así, esta será inevitablemente, la opción más económica.

5.2 Estimando las Cargas de la Sarta de Perforación Calcular la torsión y arrastre a mano, es posible pero impractico, tomando en cuenta a gran cantidad de cálculos requeridos. Una computadora puede completar las repeticiones, con más rapidez y eficiencia. La mayoría de estos programas son basados en el modelo de Johancik, el cual analiza las cargas de tensión y de torsión de la sarta de perforación en secciones discretas y suma entonces los resultados para el agujero entero.

5.3 Coeficiente de Arrastre Los programas de torsión y arrastre utilizan un coeficiente de fricción asumido, que es inicialmente basado en la experiencia en el área, utilizando el sistema propuesto de fluidos de perforación, cualquiera que sea. Una vez que la perforación comience, los programas pueden ser calibrados contra las cargas reales, para refinar el modelo. Sin embargo las cargas de torsión y arrastre derivan, no solo de la fricción, pero también de los efectos tortuosos del agujero, aglomeramiento de recortes, hinchamiento de lutitas, atrapamiento diferencial, etc. El coeficiente de fricción, será por lo tanto mas apropiadamente denominado, un coeficiente de arrastre. Este

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DRILLING SCHOOL coeficiente variara, ya que ambos movimientos, el rotacional y el axial varían, y porque la dirección del movimiento, cambia también.

5.4 Angulo Critico de Agujero A medida que se incrementa el ángulo del agujero, es menos probable que el BHA se deslice hacia abajo debido a su propio peso. En el punto en el que debe ser empujado para poder conseguir mas avance, el ángulo del pozo es denominado el ángulo critico.

Donde

θcrit = ángulo critico f = Coeficiente de arrastre de pozo.

Esto se encuentra normalmente en el orden de 70-80 grados, dependiendo del coeficiente de arrastre como tal.

5.5 Torsión Las juntas son mas débiles que los tubos cuando están bajo torsión y la capacidad de torsión de una junta es tomada como su torsión de conexión. Si es probable que la torsión superficial predicha, exceda la torsión de conexión, entonces la sarta estará limitada en su capacidad de torsión y las siguientes medidas deberán ser consideradas: • El diámetro y el peso de los componentes de la sarta de perforación en las secciones de ángulo alto, deberán ser minimizados. Esto reduce la torsión operativa, pero deberá ser balanceado contra la necesidad de reducir las perdidas internas de presión y mantener la estabilidad de la tubería de perforación de peso normal. • La torsión de conexión en la tubería de perforación existente, puede ser incrementada, mientras que la junta no este sobretensionada y la capacidad de tensión del cuello del piñón, no sea reducida por debajo de lo requerido por la operación. • La tubería de perforación en el equipo de perforación, podría ser cambiada por una tubería con juntas de mayor capacidad de torsión. Esta podría ser una tubería con juntas de tamaño estándar, que tienen OD’s mas altos y ID’s mas pequeños, si el modelo hidráulico así lo permite. • La torsión operativa puede ser reducida por medio de la selección del lodo, aditivos del lodo o a través del uso del equipo de reducción de tensión, por ejemplo, substitutos de reducción de torque.

5.6 Juntas No-Estándar Juntas nuevas y premium, son diseñadas para ser aproximadamente el 80% tan fuertes en torsión, como los tubos a los cuales están soldadas. Las juntas no-estándar existen por varias razones, haciendo esencial que todas las juntas sean medidas para confirmar las dimensiones como tales. Las juntas no-estándar son aceptables, pero tendrán valores diferentes de torsión de conexión.

5.7 Factores que Afectan la Capacidad de Torsión Todas las juntas de API, son hechas de un material que tiene una fuerza de Cedencia mínima de 120,000 psi. La capacidad de torsión de la junta, es solamente determinada por el tipo de conexión, ID del piñón y el OD de la caja. El siguiente tabulador ilustra el impacto de las dimensiones de la junta para una tubería de perforación de 5” 19.5ppf, grado S, junto con las torsiones de conexión, asumiendo grasa de rosca estándar (factor de fricción = 1.0). Propiedades de Juntas Nuevas de Tamaño Estándar en una Tubería de Perforación de 5” 19.5ppf Torsión de Conexión Grado ID (ins) OD (ins) (pies-lb.)

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DRILLING SCHOOL E X G S

3- ¾” 3 ½” 3 ¼” 2 3/4

6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8

22,840 27,080 31,020 38,040

5.8 Fatiga en Pozos ERD La causa principal de la fatiga en pozos de ángulo alto: 1. Pandeamiento de la tubería de perforación 2. Encombamiento de la lastra barrena Prevenir el pandeo mientras se rota tubería de perforación de peso normal y percusores de perforación operando bajo compresión mecánica, puede ser una preocupación. Debido al ángulo alto, es muchas veces necesario aplicar peso en barrena por medio de ambos, con y a través de una tubería de perforación de peso normal en compresión mecánica. Mientras que no ocurra pandeamiento, los daños por fatiga deben ser evitados. Cuando se desliza pero no se rota, cualquier pandeo que ocurra, no debería producir daños por fatiga. Sin embargo y una vez que la rotación ha sido aplicada, la fatiga a través del pandeo, se convierte en un problema. El encombamiento de las lastra barrenas se relaciona a la tendencia de emcombamiento del lado bajo del BHA y su esfuerzo cíclico acompañante.

5.8.1 Pandeo de la Tubería de Perforación El pandeamiento de la tubería de perforación mientras se rota puede causar una Rápida falla por fatiga. En pozos de ángulo alto, es necesario correr la tubería de perforación en compresión mecánica, para poder colocar peso en barrena. Sin embargo y si la magnitud de la compresión mecánica no exceda la carga critica de pandeo, entonces la tubería sufrirá poco daño. La compresión mecánica máxima en una sarta vertical, debe mantenerse bajo carga crítica de pandeo, para asegurar que no ocurran daños por fatiga. En un pozo desviado, la carga crítica de pandeo será más alta que para una sección vertical, debido al soporte provisto por el pozo inclinado como tal. El factor limitante será la carga de pandeo en las secciones verticales, medida como se indico anteriormente. El problema es determinar en donde y a cual peso en barrena, comenzara el pandeo. Si el peso en barrena requerido para que ocurra el pandeamiento puede ser determinado, entonces, y asumiendo que el pozo puede ser perforado con un peso menor en barrena, el riesgo de pandeo puede ser disminuido. Los puntos de inicio del pandeo son: 1. La junta más baja en una sección tangencial 2. En la sección recta del agujero, inmediatamente en o encima del punto de desviación. 3. Sobre toda la longitud de la sección tangencial (iniciada justo debajo de la sección tangencial).

6.0 FATIGA • La fatiga es el daño estructural permanente progresivo localizado, que ocurre cuando un material esta sujeto a ciclos repetidos de esfuerzo. • El daño por fatiga se acumula en los puntos de alto esfuerzo y como último se forma una ruptura por fatiga. Esto puede crecer bajo cargas cíclicas continuas, hasta que la falla ocurre. • Para un material dado, la severidad del ataque de fatiga es mayor a un esfuerzo cíclico de mayor amplitud y a un esfuerzo de tensión mayor al promedio.

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DRILLING SCHOOL • La falla ocurrirá en puntos de esfuerzo alto de cualquier componente y por lo tanto las fallas, casi siempre estarán cerca de algún concentrador de esfuerzos, tales como, muescas, presas, cambios de sección o raíces de roscas.

6.1 Fuentes de Fatiga-Inducción de Esfuerzos Cíclicos • Rotar la sarta mientras parte de ella esta flexionada o pandeada. • Vibración

6.2 Mitigación Acciones que minimizaran la aparición de esfuerzos cíclicos dañinos. • Configure los ensambles de fondo y limite el peso en barrena, para que la rotación y el pandeo simultáneos, no ocurran en tuberías de perforación de peso normal o en percusores de perforación • Seleccione productos y componentes y configure las secciones de la sarta con transiciones geométricas suaves (los cambios drásticos de sección, magnifican el esfuerzo y aceleran la fatiga). • Reduzca el grado de flexión de la tubería de perforación (patas de perro) y el grado de flexión y pandeo del BHA al nivel más bajo, consistente con otros objetivos. • Monitoree y reduzca la vibración.

6.3 Velocidades Rotarias Críticas A ciertas velocidades, definidas como criticas, la tubería de perforación, experimenta vibraciones que pueden causar desgaste y deformaciones al cuerpo de la tubería y conllevar a falla debido a fatiga del metal. Las velocidades críticas dependen de la longitud y tamaño de la tubería de perforación, lastra barrenas y tamaño del agujero. Un indicador de advertencia de que la sarta de perforación podría estar trabajando dentro del rango crítico de velocidad, es alta tensión y la eventual vibración en la mesa rotaria. Para extender la vida del equipo de perforación, el RPM debe ser seleccionado y monitoreado para así evitar velocidades rotarias criticas durante la perforación. Substitutos de Vibración de Fondo (MWD o técnicas de medición superficiales de vibración de la sarta de perforación, pueden ser utilizadas.

6.4 Corrosión en Fluido Base Agua En fluidos de perforación con base agua, la reacción de corrosión metálica, típicamente sucede debido a tres agentes corrosivos: gases sulfuro de hidrogeno, oxigeno y dióxido de carbono) sales disueltas (cloruro de sodio, cloruro de potasio, cloruro de calcio, etc.) y ácidos (acido carbónico, acido fórmico y acido acético). Para limitar la corrosión en fluidos de perforación con base agua, se deberán seguir las siguientes directrices: • Si la contaminación por H2S no es anticipada, mantenga el pH del fluido de perforación en 9.5 o más. Esto minimizara la corrosión general y la corrosión en las presas, que ocurre debido a la presencia del oxigeno disuelto. • Si la contaminación por H2S es anticipada, mantenga el pH del fluido de perforación en 11 o más, por medio de adiciones de cáustico o cal. • Si el H2S es detectado, se deberá utilizar desecho. Si el sistema de fluido de perforación requiere que un pH bajo sea mantenido, trate el lodo con un desecho adecuado y/o con un inhibidor de corrosión. Las concentraciones deberán ser especificadas únicamente después de realizar una prueba piloto ya que el sobretratamiento podría incrementar el gasto de corrosión.

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DRILLING SCHOOL • Si el fluido de perforación se airea, opera el Desgasador hasta que la condición se disipe. En caso de ser posible, premezcle los aditivos en un tanque de mezcla, para adicionar al sistema activo, esto disminuirá que el aire arrastrado entre al sistema de bombeo de lodo y consecuentemente la sarta de perforación. • Utilice anillos de corrosión para el monitoreo.

6.5 Practicas de Operación de la Sarta de Perforación Las DP’s, HWDP’s y las DC’s son una parte importante del costo del equipo de perforación, pero la consecuencia de una falla en el fondo puede ser aun mayor. Se debe tener cuidado durante el manipuleo de estas tuberías, especialmente en las juntas, el cual es por lo general el “punto más débil”.

6.5.1 Recomendaciones para el Manejo de Tubería Nueva El periodo de entrada de la vida de una junta, es la parte mas critica, ya que superficies nuevas manejadas con maquina son las mas probables a sufrir embotamiento. Después de algún servicio, la superficie sufre algunos cambios que las hacen más resistentes al embotamiento. Como consecuencia, las primeras veces que las juntas sean utilizadas, lo siguiente deberá ser considerado: 1. Asegúrese de que el equipo de manipuleo en superficie esta en buenas condiciones. Revise las cuñas y el buje maestro para prevenir daños. Revise que la llave doble automática/dados estén en buenas condiciones. 2. Asegúrese que el “top drive saver sub” este en buena condición, ya que este quedara emparejado con la mayoría de las juntas. 3. Utilice protectores de rosca cuando levante tuberías. 4. Limpie completamente las roscas del piñón y la caja para remover toda la grasa, sucio, oxido, cobertura preventiva u otro material extraño. 5. Inspeccione en busca de cualquier daño en las roscas y para manejar daños en roscas y hombros, tales como, raspaduras, excavaciones, y sitios aplanados. 6. Cubra completamente el hombro y las roscas en la caja y el piñón, utilizando un compendio recomendado para juntas. 7. Rote las nuevas juntas hacia adentro “Despacio”. La rotación a altas velocidades puede causar embotamiento. Conecte las juntas con la torsión recomendada. 8. Desconecte las conexiones. Limpie e inspecciones en busca de daños, repare los daños menores, de ser posible. 9. Vuelva a engrasar y reconecte, a la torsión recomendada.

6.5.2 Recomendaciones Generales • Los componentes de la sarta de perforación deberán estar equipados con protectores de rosca cuando no están en uso o cuando se les levanta o acuesta. • Asegúrese de que las roscas de las juntas están limpias y secas antes de engrasarlas. • Utilice el lubricador para juntas, especificado. No utilice lubricantes de tubería de producción o de tubería de revestimiento, ya que son demasiado aceitosas y pueden resultar en piñones estirados o rotos. Después de la entrada, es recomendable engrasar efusivamente las roscas de la caja y el hombro, solamente. • El niple elevador de piñones deberá ser limpiado, inspeccionado y lubricando en cada viaje. En caso de que el daño de estos piñones pase desapercibido, podrían eventualmente dañar todas las cajas de las lastra barrenas. • Es una practica recomendada partir una junta diferente en cada viaje, dándole la oportunidad a la cuadrilla de mirar cada piñón y caja, en cada tercer viaje. Esto asegura que las conexiones están adecuadamente engrasadas, en todo momento. Inspeccione los hombros en señal de conexiones flojas, embotamientos y posibles deslaves.

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DRILLING SCHOOL • No permita que la punta del piñón se clave contra el hombro de la caja. Esto puede producir una hendidura en el hombro, que resultara en un deslave. • No detenga el movimiento de la sarta de perforación hacia abajo, con cuñas. Esto puede causar rotura o “cuelleo” del tubo de la tubería de perforación. El permitir que las cuñas naveguen la tubería en los viajes hacia afuera del agujero, también puede dañar la tubería. • El atrapamiento accidental de juntas con cuñas, dañará permanentemente las cuñas. Esto podría producir la caída de las cuñas o daños a la tubería. En caso de que un accidente así ocurra, las cuñas deben ser inspeccionadas, buscando deformaciones, roturas o rupturas. • Asegúrese que las áreas de parado de tubería están limpias y que la Madera esta en Buena condición. Utilice solamente herramientas diseñadas para mover juntas en el parador de tubería. Las herramientas de bordes afilados pueden causar daños en el hombro, lo cual conllevara a deslaves. • Lave los componentes de la sarta de perforación cuando los coloque en descanso. Asegúrese que los protectores de las roscas están instalados. • Inspeccione los componentes de la sarta de perforación en intervalos regulares, por ejemplo, al final de cada pozo, en intervalos de seis meses o como este especificado en el contrato de la operadora. La inspección se deberá llevar a cabo según el estándar de API RP7G o DS Hill.

ANEXO 1 Calculo de BSR El BSR es calculado utilizando la siguiente ecuación:

Donde

BSR Zb Zp D D b R

= Proporción de la Fuerza de Flexión = Modulo de la Sección de la Caja (pulg3) = Modulo de la Sección del piñón (pulg3) = diámetro Exterior de la Caja (in) = Diámetro Interior del piñón (in) = diámetro de la raíz de las cuerdas de la caja al final del piñón (pulg.) = diámetro de la raíz de las cuerdas del piñón ¾” del hombro del piñón (pulg.)

Donde

C tpr Lpc

= diámetro de paso (pulg.) = machuelo (pulgadas por pie en diámetro) = longitud del piñón (pulg.)

Donde

H frn

= altura de la cuerda no truncada (pulg.) = machuelo (pulgadas por pie en diámetro)

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Todas las variables en las ecuaciones anteriores son específicas para los diferentes tipos de conexiones y están disponibles en varias tablas en API 7, el Manual de Perforación de la IADC o catálogos de fabricantes. Detalles de conexiones comunes API y conexiones regulares, se muestran en el Anexo 2.

Caculo de Torsión de Conexión de un Tramo La torsión recomendada de conexión, es calculada utilizando la siguiente ecuación:

Donde

T S

= torsión de conexión (pies lb.) = nivel deseado de esfuerzo de conexión (vea la siguiente tabla)

Tipo de Conexión

Esfuerzo Deseado (psi)

Juntas usadas de DP Juntas nuevas de DP PAC DC H90 DC Otras DC

72,000 60,000 87,500 56,200 62,500

A = la mas pequeña de las áreas seccionales cruzadas ¾” desde el hombro del piñón o 3/8” desde el hombro de la caja

P Rt

= llaves de rosca (pulg.) = promedio del radio de la rosca (pulg.)

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DRILLING SCHOOL

f è Rs

= coeficiente de fricción (asuma 0.08) = ½ ángulo de rosca = radio promedio del hombro (pulg.)

Todas las variables en las ecuaciones anteriores son específicas para los diferentes tipos de conexiones y están disponibles en varias tablas en API 7, el Manual de Perforación de la IADC o catálogos de fabricantes

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Introducción al Equipo de Perforación Sistema de Potencia

Sección 3. 1 Pág. 1 de 4 Rev 0.0 Abril 2004

3. 1. 0. Descripción del Sistema de Potencia Un equipo de perforación no puede operar sin una fuente de potencia. La función primaria del sistema de potencia es proporcionar a todos los otros sistemas del equipo la energía necesaria para operar.



3. 1. 1. Fuente de Potencia Primaria La fuente más común de potencia es el motor de combustión interna. Estos motores normalmente se alimentan de diesel y pueden proveer un Torque mayor que los alimentados por gasolina.

El número de motores requeridos depende del tamaño y capacidad del equipo de perforación. Los equipos modernos pueden tener ocho o más motores. La potencia generada por estos motores es transferida a los diferentes sistemas del equipo a través de una transmisión mecánica o eléctrica.

3. 1. 2. Transmisión de Potencia Existen dos métodos principales para distribuir la potencia generada por los motores: 1. Transmisión Mecánica 2. Transmisión Eléctrica El método seleccionado depende del tipo de motor y la configuración del equipo de perforación. La mayoría de la potencia suministrada es consumida por los principales sistemas y sus equipos como lo son el malacate, la mesa rotaria y las bombas de lodo. El resto de la potencia es distribuida a los equipos auxiliares como la iluminación, preparación y acondicionamiento de lodos, instrumentación del equipo y aires acondicionados.



3. 1. 2. 1 Transmisión Mecánica (Compuesta) Un equipo de perforación mecánico utiliza una combinación de correas, cadenas, piñones, poleas y engranajes. Este tipo de sistema se le denomina sistema de potencia compuesto.



3. 1. 2. 2. Transmisión Eléctrica

Los equipos de perforación eléctricos no utilizan cadenas y piñones pero si utilizan un generador eléctrico conectado directamente a cada uno de los motores principales.

Diagrama de un Motor + Generador

Fotografía de un Motor + Generador

Los generadores producen electricidad que es transferida a los diferentes equipos a través de cables a cada uno de los motores eléctricos.

La mayoría de los equipos modernos utilizan la transmisión eléctrica debido a que presenta muchas ventajas por su flexibilidad al posicionar los equipos y por ser generalmente mas compacta.

Introducción al Equipo de Perforación El Sistema de Rotación

Sección 3. 2 Pág. 1 de 21 Abril 2004 Rev. 0.0

3. 2. 0 . Descripción del Sistema de Rotación El sistema de rotación es uno de los componentes más importantes en el equipo de perforación. Su función principal es hacer rotar la sarta de perforación y la barrena. El sistema de rotación tiene tres sub-componentes principales: 1. La mesa rotaria y/o el top drive 2. La Sarta de Perforación 3. La Barrena

3. 2. 1. La Mesa Rotaria: La mesa rotaria se encuentra en el piso de perforación sobre el pozo.



Para rotar la sarta de perforación se utiliza la mesa rotaria, el buje principal y el buje de la flecha. Desde el gancho, la unión giratoria y la flecha se encuentran enroscadas en la tubería de perforación.

La mesa rotaria no puede hacer girar la flecha directamente. El buje principal y el buje de la flecha transfieren la rotación de la mesa a la flecha.



Para soportar la sarta de perforación mientras se agregan o remueven secciones de tubería de perforación con la ayuda de las llaves de fuerza, se utilizan la mesa rotaria, el buje principal y las cuñas. Se pueden cambiar los insertos para acomodar diferentes tamaños de tubería.



3. 2. 2. El Top Drive:

El sistema del Top Drive, o TDS, reemplaza la mesa rotaria, la flecha y la unión giratoria. Esta colgado del gancho en el bloque viajero. Un motor para trabajo pesado montado en él Top Drive provee la potencia necesaria. La lingada superior se enrosca directamente al Top Drive. El Top Drive hace rotar la sarta de perforación y la barrena directamente. Esto elimina la necesidad de una mesa rotaria giratoria y la flecha. Debido a su diseño el Top Drive sirve para agilizar las operaciones de perforación.

Introducción al Equipo de Perforación El Sistema de Rotación 3. 2. 3. La Sarta de Perforación La sarta de perforación incluye: • La flecha: es cuadrado o hexagonal y esta suspendido debajo de la unión giratoria y pasa por el buje de la flecha la rotaria Le transmite Torque a la sarta de perforación. • Rosca de Seguridad (Saber sub): esta conectado a la parte inferior de la flecha y evita el desgaste de la conexión inferior de la flecha. • La tubería de perforación y el BHA. • Barrena La sarta de perforación esta suspendida debajo del gancho y el bloque viajero por los brazos y la unión giratoria. La sarta de perforación es una columna de tubería de perforación unidad por juntas. La sarta de perforación es normalmente utilizada para dos cosas: 1. Servir como conducto para el fluido de perforación. 2. Transmitir la rotación de la mesa rotaria o el top drive a la barrena en el fondo.

3. 2. 3. 1. La Tubería de Perforación




La mayoría de la tubería de perforación es de acero forjado en una barra y después punzada para producir un tubo sin costura. La junta es una pieza separada soldada a la tubería de perforación con roscas que permite enroscar un tubo con otro Los factores principales que intervienen en el diseño de la tubería son: • • • • •

Resistencia al colapso y al estallido Resistencia a la tensión Resistencia a la Torsión Resistencia contra el colapso causado por las cuñas Resistencia contra fluidos agresivos (por ejemplo: H2S y CO2) / resistencia a la corrosión.

Las fuerzas que actúan sobre los tubulares de la sarta de perforación incluyen: •

•

• •

• •

Tensión, el peso combinado de los Lastra barrenas y la tubería de perforación sumada a margen de sobre tensión. Siempre se debe contra con un margen de sobre-tensión para poder tirar de la sarta en diferentes casos. Torsión, cuando el hoyo se encuentra cerrado se pueden producir altos valores de Torque. El Torque de apriete para las juntas no se debe exceder. Fatiga asociada con muescas Fatiga por esfuerzos cíclicos, mientras se rota la sarta en agujeros irregulares. Se debe evitar si es posible patas de perro mayores a 3 Grad./30 m (3 Grad./100 pies). Formaciones abrasivas Vibraciones a velocidades de rotación críticas

Existen diferentes grados de acero para cumplir con los diferentes requerimientos de cada hoyo. Los más comunes son G105 y S135. G105 se utiliza más comúnmente en pozos someros o en ambientes con H2S. S135 se considera estándar para operaciones costa afuera. U150es un grado relativamente nuevo que se utiliza para operaciones en aguas profundas. El Recubrimiento de protección (hardfacing o hardbanding) de las conexiones se realiza para limitar el desgaste circunferencial en el exterior de las conexiones. Este recubrimiento ha probado ser un



método eficiente pero puede producir un desgaste considerable en el revestidor disminuyendo sus propiedades mecánicas. Si se utiliza tubería de perforación con recubrimiento de protección se deben realizar todos los esfuerzos para utilizarla en el agujero abierto. Con esto se eliminar los filos mas prominentes y se minimizan los efectos adversos a la Tubería de Revestimiento. La Tubería de Perforación no se utiliza generalmente para proporcionar peso sobre la barrena, al ser más delgados y livianos que los Lastra barrenas. Adicionalmente a esto, en pozos verticales la sarta se encuentra suspendida en tensión y no en compresión. La sarta es mantenida en tensión por dos fuerzas: el peso del ensamblaje de fondo y el gancho jalando en la superficie. Mantener la TP en tensión previene que se doble y pandee prolongando su vida útil. La pared de una conexión es de aproximadamente de 2” de grueso y un pie de largo. Cada pin o caja en la conexión incluye lo siguiente: Área para las Llaves: es la parte de la conexión donde las cuadrillas colocan las llaves de apriete. • Hombro o receso para el elevador: El receso para el elevador tiene un perfil suave para poder pasar fácilmente por las patas de perro y curves presentes en el hoyo. Normalmente tiene un ángulo de 18º. •

Algunos fabricantes producen conexiones con recubrimiento de protección en el exterior. Este recubrimiento puede alargar la vida de una conexión debido a que una formación abrasiva la puede desgastar y acotar su vida útil.

Rangos de la Tubería de Perforación:



Los fabricantes producen tubería de perforación en uno de los tres rangos de longitud recomendados por el API. Rango 1 2 3

Longitud (pies) 18-22 27-32 38-45

Longitud (m) 5.5 – 6.7 8.2 – 9.8 11.6 – 13.7

Estos tres rangos de longitud son producidos debido a que la altura de los mástiles varia y los contratistas de perforación deben poder comprar tubería de perforación que les permita armar lingadas de un tamaño que quepa dentro del mástil. El tamaño más común utilizado hoy en día es el rango 2. El rango 1 es obsoleto y ha sido remplazado por tuberías de 5 a 10 pies de largo conocidos como tubos cortos.

Grados de Tubería de Perforación: El tipo de TP requerido se basa en las condiciones esperadas en el hoyo, siendo la profundidad el factor principal. Hay 4 grados API: Resistencia en PSI E-75 Resistencia mínima a la 75,000 fluencia

X-95 95,000

G-105 105,000

Cada grado se representa con una letra que se usa para su identificación. Grado D55 E75 X95 G105 S135 V150 Usada

Símbolo D E X G S V U

Resistencia Mínima a la Fluencia 55,000 75,000 95,000 105,000 135,000 150,000

S-135 135,000

Introducción al Equipo de Perforación El Sistema de Rotación 3. 2. 3. 2. Tubería de Perforación de Pared Gruesa (HWDP) La tubería de perforación de pared gruesa, también llamada “heavyweight”, se fabrica con paredes más gruesas que aquellas en tubería de perforación estándar y se le colocan juntas de mayor longitud. La longitud extra de las juntas permite volver a maquinar las conexiones cuando las originales se dañan y reduce la tasa de desgaste del diámetro exterior manteniendo las paredes de la tubería separadas del hoyo. El diámetro exterior de la tubería esta protegido de la abrasión por un receso de protección central. Los HWDP se colocan generalmente justo encima de los Lastra barrenas, en la zona de transición entre los rígidos Lastra barrenas y las dúctil tubería de perforación. Las fallas por fatiga generalmente ocurren en los tramos encima de los Lastra barrenas. Esta zona es conocida como la zona de transición. Los HWDP disminuyen los efectos del Torque y arrastre al tener tres puntos de contacto. Las dos juntas y el receso central. Se puede utilizar en compresión en algunos casos.


Introducción al Equipo de Perforación El Sistema de Rotación 3. 2. 3. 3. Lastra barrenas Los Lastra barrenas son tuberías de pared gruesa que se colocan directamente sobre la barrena y se emplean para aplicar peso sobre la barrena. El espesor de su pared le proporciona una gran resistencia al pandeo y también el peso necesario para mantener la sarta de perforación en tensión evitando que se vea sujeta a fuerzas por pandeo. También se utilizan para generar el efecto péndulo y perforar un pozo más vertical. Además de da soporte y estabiliza a la barrena mientras perfora. La parte inferior de los Lastra barrenas se encuentra bajo compresión por lo que esta sujeta a pandearse. Esto genera grandes esfuerzos y fatiga particularmente en las conexiones. Por esto los Lastra barrenas están diseñadas para trabajar en compresión mientras que la tubería de perforación en tensión. Sin embargo se mantiene un factor de seguridad de 15 a 20% del peso total de los Lastra barrenas. Esto significa que cuando se calcula el número de Lastra barrenas requeridas en una sarta, el peso máximo sobre la barrena a aplicar es de un 80 a 85% del peso de los Lastra barrenas. Recuerde tomar en cuenta el factor de flotación para sus cálculos. El rango de peso de los Lastra barrenas va desde 16 hasta 379 libras por pie (ppf). La mayoría son redondos y tienen una longitud de 30 a 31 pies. La persona encargada de la planificación del pozo determina la cantidad y peso de los Lastra barrenas requeridas sobre la barrena tomando en consideración el peso necesario para perforar el pozo eficientemente. EL espacio entre los Lastra barrenas y el hoyo es menor que con la TP, por lo que aumenta la posibilidad de pega diferencial. La pega diferencial es una condición donde la sarta se pega contra la pared del hoy debido a la diferencia de presión del hoyo y una formación permeable.




Algunos Lastra barrenas tienen ranuras en forma de espiral maquinadas en la superficie exterior. Estos Lastra barrenas en espiral se utilizan en pozos donde el espacio con el hoyo es pequeño y la perforación direccional hace que los Lastra barrenas toquen las paredes del hoyo. Si esto se considera un problema potencial, se utilizan Lastra barrenas en espiral para reducir el área de contacto con el pozo disminuyendo las probabilidades de pega diferencial.

3. 2. 3. 4. Barrena Hay dos tipos principales de barrenas disponibles:

1. Barrenas Tricónicas o para Rocas

Estas se pueden dividir en Barrenas con Dientes de Acero y de Insertos

2. Barrenas de Cortadores Fijos

Estas se pueden dividir en: de diamantes naturales, PDC y TSP

Selección de Barrenas Los factores a considerar en la selección de barrenas son: •

Durabilidad: Se necesita que la barrena dure una cantidad razonable de horas de

•

Efectividad: Esta relacionada con la durabilidad, se requiere una barrena que

•

Naturaleza de la Formación: Se pueden conseguir cambios en la formación, por lo que

rotación.

proporcionara la mayor cantidad de pies perforados.

se debe conseguir una barrena que rinda en estas condiciones.

Diseño de las Barrenas El diseñador de barrenas considerara diferentes variables: • • •

Rodamientos de alta resistencia Carcaza de los conos de alta resistencia Longitud de los dientes de corte

Si el diseñador quiere una barrena con dientes cortas, la carcaza del cono debe ser más delgada y los rodamientos de menor tamaño.



El producto final debe ser una barrena que dure el tiempo planeado sin fallas prematuras en ninguno de estos elementos.

Toberas En todos los diseños de barrenas, las toberas juegan un rol importante en la hidráulica. Los beneficios de la correcta selección incluyen una mayor limpieza del fondo, menor riesgo de embolamiento, mayor tasa de penetración y menores costos de perforación. Existen dos tipos de toberas. Tipo especial para soportar erosión por fluidos abrasivos, turbulencia excesiva o largas horas de perforación. Las toberas estándar son más fáciles de instalar y se recomiendan en situaciones donde la erosión no es un problema. El tamaño de los orificios se expresa en incrementos de 1/32 de pulgada.



3. 2. 4. Auxiliares: 3. 2. 4. 1. Sustitutos de Levante y Tapones de Levante Algunos Lastra barrenas no tienen un receso para colocar el elevador. Para esto se utilizan los sustitutos de levante.

Sustituto de Levante

Tapón de Levante

3. 2. 4. 2. Portabarrenas: Las barrenas vienen con un pin en vez de una caja por lo que se emplea un Portabarrenas que trae conexiones de caja por ambos lados permitiendo que se pueda colocar una lastra barrena en el otro extremo.

Portabarrenas



3. 2. 4. 3. Combinaciones: Algunas partes de la sarta de perforación no tienen la misma rosca por lo que se utiliza una combinación para unirlas.

3. 2. 4. 4. Estabilizadores: Se utilizan entre los Lastra barrenas para mantener el hoyo derecho o para desviarlo intencionalmente de la vertical. Las aspas del estabilizador están en contacto con las paredes del hoyo mientras la sarta esta rotando. Estabilizadores de calibre completo, proveen una separación fija de las paredes del hoyo y mantienen los Lastra barrenas centrados en el hoyo reduciendo el pandeo y la flexión. Los estabilizadores incrementan el Torque y el arrastre. El tipo de estabilizador preferido es el de aspa integral o fija. También se pueden emplear estabilizadores con aspas soldadas para perforar el hoyo conductor o el superficial dependiendo de la formación. Generalmente se usan en formaciones suaves y siempre por encima del punto de inicio de desvío en pozos direccionales. • Estabilizadores de camisa reemplazable se utilizan únicamente en aquellas partes del mundo donde la logística es un problema (consideraciones económicas). Su principal desventaja es que restringen el flujo en hoyos de tamaño reducido. • •



La posición, tamaño (Calibre completo, inferior o ajustable) y número de estabilizadores en el BHA es determinado por los requerimientos de la perforación direccional. En la sección vertical su propósito es mantener el desplazamiento lo menor posible. Nota: • El estabilizador más cercano a la barrena se puede reemplazar por un escariador de rodillos si se presenta un Torque excesivo. • No se debe colocar estabilizadores en la transición de Lastra barrenas a HWDP. • El uso de estabilizadores dentro de la tubería de revestimiento se debe limitar al máximo o limitar el período de tiempo. Por ejemplo durante la perforación de cemento.

3. 2. 4. 5. Escariador de Rodillos Se emplean en la sarta de perforación para estabilizarla cuando es difícil de mantener el calibre del agujero en formaciones duras, profundas donde el Torque representa un problema. Los escariadores de rodillos no estabilizan tan bien como lo hacen lo estabilizadores integrales. Los pozos tienden a caminar más especialmente si se colocan muy cerca de la barrena. Si se utilizan con una sarta direccional generalmente contribuyen a aumentar la tasa de incremento de ángulo. El tipo de cortadores que emplean varía con el tipo de formación. Se puede utilizar el cuerpo del escariador para diferentes aplicaciones.

3 point

6 point

3. 2. 4. 6. Martillos Se prefieren los martillos hidráulicos de doble acción. Los martillos son usados generalmente desde el revestidor superficial. El número de horas de perforación y de uso del martillo debe ser registrado para permitir remplazarlo con las horas de uso recomendado por el fabricante. Las horas de uso recomendadas varían dependiendo del fabricante, la desviación del hoyo y tamaño del hoyo.



Posición del Martillo Se debe utilizar un software especializado para determinar la posición inicial y luego se optimiza considerando todos los aspectos del BHA: Los martillos no deben estar cerca del punto neutro de la sarta de perforación. Cuando sea apropiado se debe colocar el martillo con los Lastra barrenas por encima del estabilizador superior. Los martillos no se deben colocar inmediatamente encima de un estabilizador, se debe dejar por lo menos un lastra barrena entre ambos • Se debe colocar un par de Lastra barrenas por encima del martillo. Los HWDP son flexibles y no transmiten el impacto del martillo hacia abajo tan bien como los Lastra barrenas. • Los problemas anticipados también deben influenciar en la colocación del martillo. 1.Si es pegadura diferencial o asientos de llave, entonces se debe colocar el martillo entre los HWDP para evitar que se quede pegado con el resto del BHA. 2.Si los estabilizadores se están embolando o el hoyo se esta hinchando el martillo se debe colocar por encima de la lastra barrena encima del estabilizador superior. 3.Cuando sé esta perforando en un área nueva donde todavía no se han identificado los problemas más comunes; es un buen compromiso colocar Lastra barrenas en espiral de diámetro menor por encima del martillo. • Los martillos tienen una fuerza de apertura, que debe ser sobrepasada cuando se carga el martillo. Fuerza de Apertura = Caída de presión bajo el martillo x Área del Tubo lavador. El área del tubo lavador se puede obtener del fabricante. • •

3. 2. 4. 7. Aceleradores

Aceleradores se colocan en la sarta por encima del martillo, se utilizan para incrementar la fuerza de impacto ejercida por el martillo. Consisten en una junta de deslizamiento que al extenderse, comprime un gas inerte (generalmente nitrógeno) en una cámara de alta presión. Entonces el gas bajo presión hace que la herramienta que la herramienta vuelva a su tamaño original. Esto permite que los Lastra barrenas debajo del acelerador se muevan rápidamente hacia arriba. Los aceleradores son útiles cuando se esta pescando, particularmente en hoyos con alto ángulo donde la sarta se encuentra recostada y existe mucha fricción.

3. 2. 4. 8. Amortiguador de Vibraciones

Son colocados en la sarta, idealmente directamente sobre la barrena para absorber las vibraciones y cargas repentinas.



Son muy útiles especialmente a poca profundidad cuando sé esta perforando rocas muy duras, formaciones rotas, o formaciones intercaladas muy duras y suaves. Sirve para disminuir el desgaste y las fallas de los diferentes componentes de la sarta (MWD, barrena, etc.).

3. 2. 4. 9. Ensanchadores y Ampliadores

Los ensanchadores y ampliadores se utilizan para agrandar los hoyos. Un ampliador nunca es tan robusto como un ensanchador pero puede pasar a través de obstrucciones de menor tamaño que el hoyo que va a perforar.

Ensanchadores

Se utilizan para agrandar un hoyo piloto, que se puede requerir por alguna de las siguientes razones: Se requiere cortar un núcleo, el equipo de corte de núcleos estándar comienza en 12 ¼”. • Se requiere tomar registros eléctricos de alta calidad que son difíciles de lograr en agujeros de gran diámetro. • Es más fácil controlar la trayectoria de un agujero de menor diámetro, especialmente en formaciones suaves. • Se requiere perforar a través de una zona de transición o una bolsa de gas. En un hoyo de diámetro pequeño el tiempo de atraso es menor y los influjos son más fáciles de controlar debido al volumen reducido. •

También se puede requerir un ensanchador porque el diámetro del hoyo se ha reducido por expansión de la formación, y la barrena requerida no puede pasar. Esto puede ocurrir en zonas con arcillas muy plásticas o sal. Un ensanchador es utilizado con una barrena piloto o con una guía que indica la dirección a seguir. No existe la necesidad de direccionar el ensanchador ni riesgo de perforar fuera del hoyo piloto. La guía se puede adaptar directamente al ensanchador o una junta por debajo para mayor flexibilidad. Como una alternativa al ensanchador, especialmente en hoyos de menor diámetro a 17 ½” se puede utilizar una barrena para agrandar el hoyo. Esto no es recomendable en formaciones suaves. En formaciones duras es más probable que la barrena siga el camino con menos resistencia pero es necesario medir la desviación del pozo frecuentemente para asegurarse que la barrena sigue la trayectoria del hoyo piloto. La mayoría de los ensanchadores utilizan conos, con dientes de acero o de insertos de carburo de tungsteno dependiendo de la formación. Están disponibles de 8 3/8” (hoyo piloto de 6”) hasta 48” (hoyo piloto de 17 ½”). El número de conos (de 3 a 8) es función del tamaño del hoyo.



Los ensanchadores de cortadores fijos están disponibles para diámetros mas pequeños (menor a 17 ½”). Estos remueven el riesgo de perder conos dentro del hoyo y pueden cortar en una dirección hacia arriba si esto es necesario.

Ampliadores

Las aplicaciones típicas incluyen: •

• • • • •

Abrir el hoyo baja la Zapata, para proveer un espacio anular más amplio para cementar el próximo revestidor. Esto permite utilizar un revestidor intermedio de mayor longitud de lo que se podría con el agujero de tamaño convencional. Restricciones en el tamaño de los Preventores o el Cabezal. Agrandar el tamaño del anular de la zona productora para colocar un empaque de grava. Abrir un bolsillo para realizar un “Sidetrack” Reducir la severidad del agujero Agrandar zonas de problemas como fallas.

Como el ampliador tiene que pasar por un diámetro reducido, tiene incorporado cortadores expandibles que permanecen colapsados mientras se mete la herramienta en el hoyo. Estos cortadores se expanden utilizando el lodo para generar una presión diferencial. Una vez que el hoyo ha sido ampliado hasta la profundidad deseado, se apagan las bombas permitiendo que los cortadores se colapsen nuevamente dentro del cuerpo de la herramienta para poder sacarla fuera del hoyo. Los ampliadores antes venían con conos pero hoy en día vienen con cortadores PDC. Se pueden utilizar con una guía o con una barrena de menor tamaño al igual que el ensanchador. Otra alternativa posible son las barrenas bicéntricas (por ejemplo 8 ½” X 9 7/8”) que eliminan el riesgo asociado con el ampliador.

3. 2. 5. Conexiones en la Sarta de Perforación El requerimiento principal para una conexión es permitir acoplar un conjunto de tubulares para crear una tubería continua de la longitud deseada. Sin embargo, la conexión también debe considerar ciertos aspectos críticos presentes en la perforación. 1. Debe conectar dos tubos y no desconectarse debido a las actividades normales de perforación.



2. Debe proveer un sello hidráulico de manera que permita bombear fluido de perforación a alta presión sin presentar fugas. 3. Debe soportar el Torque y Flexión normal de las actividades de perforación debido a la rotación y las patas de perro presentes en el pozo sin partirse o desconectarse. 4. Debe resistir a ser conectada y desconecta continuamente bajo las condiciones de un ambiente de perforación. 5. Debe tener una vida útil razonable.

3. 2. 5. 1. Tipos de Conexiones: FH NC IF Reg H-90

= = = = =

Agujero Completo Conexión Numerada Lavado Interno Regular Hughes

3. 2. 5. 2. Resistencia a la Torsión y el Torque de Apriete La resistencia a la torsión de una junta es función de varias variables. Estas incluyen la resistencia del acero, el tamaño de la conexión, la forma de la rosca, la forma del maquinado y el coeficiente de fricción de las superficies a unir. La resistencia a la torsión teórica de una junta se puede determinar a partir de tablas encontradas en la Practicas Recomendadas para una sarta de perforación y limites operacionales” del API. El Torque de apriete se debe basar en aplicar un esfuerzo a la tensión del 50% la resistencia mínima para herramientas nuevas y 60% para las usadas.

3. 2. 5. 3. Concentración de Esfuerzos Durante la perforación, la sarta esta constantemente bajo tensión, compresión y torsión. Cuando la sarta esta en tensión, esta relativamente derecha, sin flexión y el desgaste es mínimo. Cuando la sarta esta en compresión, esta se dobla severamente y las juntas y paredes de la tubería se desgastan contra el hoyo. Adicionalmente, la flexión continua produce fallas por fatiga en el cuerpo de la tubería.



Debido a que las juntas son más rígidas y duras, el doblado se concentra en la tubería y las fallas donde se produce el doblado. Los Lastra barrenas también están sujetos a fatiga como resultado del constante doblado que sufren al rotar dentro del hoyo. Sin embargo hay una diferencia, el cuerpo del Lastra barrenas es mucho rígido de la junta y como resultado de esto, la mayor flexión ocurre en la junta. Consecuentemente, la mayoría de las fallas en los Lastra barrenas ocurren en las juntas. Cada vez que un tubular se dobla, las fibras en el exterior del doblez se estiran y colocan en tensión. Las fibras en el interior del doblez son puestas a compresión. Si se rota la pieza cada fibra para de máxima tensión a máxima compresión en cada revolución. Si el nivel de esfuerzo es lo suficientemente alto, defectos menores en la superficie empiezan a crecer en tamaño y profundidad cada vez que son sometidos a tensión. El crecimiento progresivo de los defectos de superficie que los transforma en grietas es llamado falla por fatiga. La falla por fatiga puede ocurrir a pesar de que el esfuerzo que la induce es menor a la mitad de la resistencia del acero. Esto es un asunto de esfuerzos puntuales cercanos a defectos superficiales, llegando a ser suficientes para causar fallas locales. La concentración de esfuerzos es el término empleado para describir la condición de un área sometida a esfuerzos debido al doblado y flexión que ocurre en ella.

3. 2. 5. 4. Ranuras para el alivio de esfuerzos. El comité de estandarización de la API ha establecido una práctica recomendada para realizar ranuras para el alivio de esfuerzos en las juntas. Estas ranuras se localizan cerca de la base del pin y en el fondo de la caja justo después del último hilo de la rosca. La intención de estas ranuras es de aliviar la concentración de esfuerzos en las áreas críticas de doblado/flexión en la caja y el pin del tubular.



Esto se hace removiendo los hilos de rosca innecesarios y remplazándolos con contornos lisos y de amplio radio. Es esencial que las superficies de las ranuras de alivio estén libres de marcas de maquinado, y otras muescas.

Introducción al Equipo de Perforación El Sistema de Izaje

Sección 3. 3 Pág. 1 de 17 Abril de 2004

3. 3. 0. Descripción del Sistema de Izaje 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

3. 3. 1. La Estructura de Soporte 3. 3. 1. 1. La Subestructura: La subestructura es un marco de acero grande que es ensamblado directamente encima del pozo a perforar. Soporta el conjunto de herramientas y equipos utilizados en el proceso de perforación para levantar, bajar o suspender la sarta de perforación y provee el área de trabajo para los equipos y personal sobre y debajo del piso de perforación. La subestructura es capaz de soporte cargas tremendas, incluyendo el mástil de perforación, el equipo de Izaje, la mesa rotaria, la sarta de perforación y el peso del revestidor. Su altura la determina el tipo de equipo de perforación y el arreglo de Preventores.

3. 3. 1. 2. La Torre de Perforación – Mástil: Torre: se han utilizado para perforar pozos en tierra pero actualmente es

más común en localizaciones costa afuera. La torre es más grande que el mástil y es erigida o desmantelada pieza por pieza. El piso de perforación entero esta bajo la torre, lo que provee un área de trabajo grande.



El Mástil ha remplazado la torre de perforación en la mayoría de los equipos de tierra debido a su mayor portabilidad. Se pueden preensamblar, erigir y movilizar con mayor eficiencia que la torre. El mástil es más delgado, generalmente montado hacia la rampa, por lo que solo cubre una parte del piso de perforación.

Las características de las torres de perforación varían en altura, capacidad de carga, y resistencia a las cargas por viento. •

Altura: varía desde 66 pies. Es un indicador de la capacidad de manejar lingadas o parejas.

•

Capacidad de Carga: Las Torres y los Mástiles están clasificados en términos de la

•

Capacidad de Carga de Viento: Las Torres y los mástiles están clasificados por su

Las lingadas o parejas generalmente se les dice dobles si contienen 2 tramos de TP y triples si contienen 3 tramos de TP. Los dobles son de aproximadamente 60 pies y los triples de aproximadamente 90 pies. Algunos de los equipos de última generación pueden manejar lingadas de 4 tramos o “cuádruples” de hasta 135 pies de largo.

capacidad de carga vertical que pueden suspender. Es clasificación se llama “Capacidad del Equipo” es el peso total que puede soportar según el diseño. Los equipos son clasificados en “ligeros”, “medianos”, “pesados”, o “extra pesados” de acuerdo a esta capacidad.

capacidad de soportar vientos laterales mientras trabajan a carga máxima. Esta clasificación se le llama “Capacidad de Carga al Viento” y la mayoría de los equipos soportan vientos entre 100 y 130 millas por hora.

3. 3. 1. 3. El Piso de Perforación: El piso de perforación se encuentra sobre el marco de la subestructura y provee la plataforma de trabajo para la mayoría de las operaciones de perforación y soporte el equipo y herramientas requeridas. Los equipos principales que se encuentran en la mesa rotaria son: •

Mesa Rotaria: rota y suspende la sarta de perforación que a su vez hace rotar la barrena en el

fondo del pozo.



•

El Malacate: Parte principal del Sistema de Izaje.

•

El Sistema de Rotación: transmite la potencia desde el malacate hasta la mesa rotaria.

•

La Consola del Perforador: Tablero con la instrumentación que provee al perforador la información de lo que esta sucediendo en cada uno de los sistemas del equipo.

•

Las Llaves de Fuerza: (están suspendidas justo encima del piso de perforación): son llaves

grandes para apretar o soltar las los acoples conectores de la sarta de perforación (TP, HWDP, combinaciones, lastra barrenas)

•

Funda del Kelly / Flecha: Hoyo recubierto donde se coloca la Kelly mientras se hace un viaje.

•

Hoyo de Ratón (El Rápido): hoyo recubierto al frente de la mesa rotaria en el piso de

•

La Casa del Perro: Cuarto pequeño usado como oficina del perforador y como almacén para

perforación donde se coloca el siguiente tramo de Tubería de Perforación que será conectado a la Kelly y a la sarta de perforación dentro del agujero en el proceso de construcción del pozo. cosas pequeñas, localizado al lado del piso del equipo y cercano a la estación del perforador

Introducción al Equipo de Perforación El Sistema de Izaje 3. 3. 2. El Equipo de Izaje:




3. 3. 2. 1. EL Malacate (Drawworks) Es un ensamblaje de gran potencia utilizado para izaje de cargas que generalmente se monta sobre el piso de perforación. Se compone de los siguiente elementos principales: • • • •

Un Tambor giratorio grande (4) Frenos manuales, eléctricos o hidráulicos (3) Un conjunto de ejes (6) Un conjunto de cadenas y engranajes (5, 2)

Es uno de los componentes más importantes del sistema de Izaje. Sus funciones principales son:

Realizar las operaciones de levantamiento o bajado de la sarta en el pozo, más conocidas como viajes de tubería. • Transmitir potencia al carretel montado sobre su eje para apretar o aflojar las diferentes secciones de la sarta de perforación. •



3. 3. 2. 2. Los Componentes encima del piso de Perforación: Son los conectores o enlaces con el sistema de Izaje.

Consisten en los siguientes elementos:

El Bloque Corona:

Bloque Corona con 6 poleas

Bloque Corona con polea de la línea rápida

Un conjunto de Poleas sobre un marco que se encuentra sobre el mástil o torre de perforación. El cable de perforación pasa a través de las poleas de los bloques de corona viajero.

El Bloque Viajero:

Vista superior del Bloque Viajero

Partes del Bloque Viajero

Arreglo de poleas que se enlaza o conecta al bloque de corona con el cable de perforación convenientemente enhebrado. Esto permite que el bloque se desplace hacia arriba o hacia abajo del piso de perforación. El número de veces que se pasa el cable de perforación por las poleas del



bloque se le llama “cuerda” ó línea. Por ejemplo, un cable con 10 cuerdas significa que el cable pasa por 5 poleas del bloque viajero y 5 del bloque corona en forma alterna. El número de poleas requerido en el bloque corona es uno más que el número que se van a enhebrar. Esta polea adicional es para la línea muerta que estará siempre anclada a la base de la subestructura.

3. 3. 2. 3. El Gancho:

Es un elemento grande con forma de asa, localizado debajo del bloque viajero. Del gancho se suspende la unión giratoria y la sarta de perforación durante las operaciones de perforación. Tiene un resorte interior que le ayuda a absorber los impactos. Los brazos del elevador se encuentran sujetos al gancho y son usados para operaciones de Izaje. La capacidad del gancho, es el peso máximo que pueden soportar.



3. 3. 2. 4. El Elevador:

Elevador cónico con candado central para tubería de perforación

Elevador de compuerta lateral para tubería de revestimiento

Los elevadores son abrazaderas o grapas para trabajo extra pesado que sujetan la TP y los Lastra barrenas para que puedan ser introducidos en el hoyo o sacados fuera del hoyo. Hay dos tipos básicos de Elevadores:

Tipo Cuello de Botella – son utilizados para Tubería de Perforación. De diseño cónico para acomodar el acople de la tubería que tiene una pendiente de aproximadamente 18º

De Hombro Recto – utilizados para tubería de Revestimiento y algunas lastra barrenas 3. 3. 3. El Cable de Perforación

El cable de perforación es un cable de acero para servicio pesado construido con hilos de acero mejorado (IPS) trenzados en torones o madejas helicoidales de 19 hilos cada una. Es un conjunto de piezas de precisión, cada una se mueve independientemente, requiere lubricación, esta estática mientras que una fuerza externa no es aplicada y transmite energía.



El cable de perforación conecta todos los componentes del sistema de Izaje, al pasar por las poleas del bloque corona y del bloque viajero en forma alternada. Luego es enrollada sobre el carretel de perforación en el malacate. El cable de perforación generalmente varía entre 1” y 1 ¾” de diámetro y en longitudes entre 1500 y 7500 pies. Se almacena en un carretel de reserva. La longitud requerida depende de tres variables: La altura de la torre o mástil, el número de veces que se pasa el cable por los bloques y la profundidad del pozo a perforar más una reserve para el programa de corte y corrida del cable trabajado. Los cables de Perforación o los cables de acero son conocidos también bajo el término “Línea de Acero”. Los Cables de Perforación es una red intrincada con poca tolerancia, de acero de precisión, muy parecida a una máquina donde cada parte tiene un trabajo que realizar. Cada parte debe trabajar en perfecta armonía con la otra para que el cable funcione adecuadamente. Se debe manejar cuidadosamente para mantener la vida útil y la seguridad.

3. 3. 3. 1. Nomenclatura de los Cables de Acero El Cable de acero esta compuesto de tres partes: el NÚCLEO, las TRENZAS, llamadas también TORONES o MADEJAS y los HILOS individuales de acero que conforman el núcleo y las trenzas. El cable trenzado principal contiene varias trenzas más pequeñas alrededor de un Núcleo principal. Es importante familiarizarse con cada parte del cable. Es sorprendente la cantidad de veces que se reporta a un “hilo” como una “Trenza”.

Construcción de una Trenza Capa Sencilla El “principio de la capa sencilla” es la base para la construcción de este tipo de trenza. El ejemplo más común es un cable central con seis cables tendidos en forma helicoidal a su alrededor. Es conocido como una trenza de siete hilos (1-6).

Hilos de Relleno Consiste en dos capas de hilos del mismo tamaño alrededor de un hilo central. La capa interna tiene la mitad de los hilos de la capa externa y entre las dos capas se colocan hilos más delgados de relleno.



Los cables de acero se identifican y describen con números y abreviaciones. Es importante entender los términos utilizados y relacionarlos con el cable usado en la industria petrolera. A continuación un ejemplo de la descripción de un cable de perforación, se explica el significado de cada término. 1” x 5000’ 6 x 19 S PRF RRL IPS IWRC 1” = Diámetro del cable 5000’ = Longitud del cable en pies 6 = Numero de trenzas o torones por cable 19 = Numero de hilos en cada trenza o madeja (torón) S = Patrón o arreglo del tendido de los hilos en la madeja “Seale” (Seale Pattern) o Sellado PRF = Trenza preformada (Pre Formed Strand) RRL = Tipo de trenzado = Tendido Derecho Normal (Right Regular Lay) IPS = Acero mejorado (Improved Plow Steel) IWRC –Núcleo independiente hecho de alambre (Independent Wire Rope Core) Esto significa un cable de 1” de diámetro, de 5000 pies de longitud con 6 trenzas o madejas de 19 hilos cada un trenzado en un patrón “Seale”. Las Trenzas son preformadas en forma helicoidal antes de ser tendidas en un patrón derecho normal. El grado del cable es de acero mejorado (IPS) y tiene un núcleo de alambre independiente (IWRC).



Medición del diámetro del cable trenzado

Las mediciones del diámetro del cable son correctas cuando se realizan a través de las coronas de las trenzas del cable. Esto significa que el diámetro verdadero del cable es el diámetro más grande que se puede medir. Siempre rote el calibrador al medir un cable para asegurarse de que lo hace en el punto más grueso. La mayoría de los cables se fabrican en diámetros mayores al nominal. Cuando se coloca por primera vez en operación las trenzas se ajustan y el cable reduce ligeramente su diámetro. Por esto se deben registrar las mediciones para tener un punto de referencia y hacer comparaciones una vez que el cable haya estado en servicio por un breve período de tiempo. Con esto puede surgir la pregunta de si el cable cumple con la tolerancia por su mayor tamaño. En estos casos se aplica una tensión no menor a 10% y no mayor a 20% de su resistencia nominal al cable y se vuelve a medir mientras esta bajo tensión. Los cables de acero difieren de la cantidad de trenzas y el número y patrón de los hilos en cada trenza. Los tipos de cable más comunes se clasifican en 4 grupos estándar basados en el número de trenzas y el número de hilos por trenza.



Dentro de cada clasificación hay tipos específicos de fabricación del cable. Por ejemplo: en la clasificación 6 x 19 algunos de los cables son: 6 x 19 S (seale - sellado), 6 x 25 FW (filler wire – hilo de relleno) y 6 x 26 WS (Warrington Seale –Warrington sellado). Características como la resistencia a la fatiga y a la abrasión son directamente afectadas por el diseño de las trenzas. Como regla general una trenza hecha de pocos hilos gruesos resistirá más a la abrasión y menos a la fatiga que una trenza con mayor número de hilos delgados.



3. 3. 3. 2. Factores que afectan la vida de servicio del cable de perforación. Para mantener los costos del cable de perforación al mínimo las cuadrillas y la gerencia deben conocer como obtener la mayor vida útil del cable en condiciones seguras. Lo siguientes son puntos básicos para lograr ese objetivo. a. b. c. d.

Seleccione el tamaño y tipo de cable apropiados para cumplir los requerimientos. Cuide el cable para prevenir daños en el mismo. Calcule el trabajo realizado por el cable en Ton- Millas. Escoja un programa de corte que se adapte a sus necesidades y sígalo cuidadosamente.

Esto incrementara notablemente la vida de servicio del cable de perforación. Cuando se recibe el cable de perforación nuevo, se debe anotar en el reporte diario de perforación él numero de carretel, los datos de fabricación y la descripción completa del cable. Se debe calcular la cantidad de Ton-Millas acumuladas diariamente y llevar un registro para aplicar el programa de corrida y corte del cable en el momento adecuado. A continuación algunos de los factores que tienen un efecto directo en el cable de perforación:



1. Altura del Mástil o Torre de Perforación La altura del mástil o Torre variará entre 65 y 185 pies y determina la cantidad de cable a utilizar y si se van a recostar en ella paradas o lingadas sencillas, dobles, triples o cuádruples en los viajes.

2. Poleas del Bloque Corona El diámetro de las poleas debe ser lo suficientemente grande para reducir al mínimo la fatiga del cable. No deben tener ranuras que provoquen desgaste en el cable y los rodamientos deben estar en buenas condiciones para evitar desgaste por fricción entre las poleas y el cable.

3. Poleas del Bloque Viajero Aplican los principios que los del bloque corona. Adicionalmente, el bloque viajero debe tener suficiente peso para asegurar que el cable se mantenga en tensión y se enrolle correctamente en el carretel mientras se sube o baja el bloque viajero.

4. Carrete del Malacate El diámetro y longitud del carretel son importantes. Un carretel de diámetro y longitud pequeños requiere más vueltas para levantar el bloque. Esto conlleva a más capas en el carretel y por ende más puntos de desgaste. Un carretel ranurado le añade vida de servicio al soportar el cable y permitiendo que se enrolle mejor. Las condiciones del embrague y el freno del malacate también afectan de manera importante la vida del cable. Si no se encuentran bien ajustados, resultan en cargas de impacto sobre el cable.

5. Cantidad de líneas a colocar entre el Bloque Viajero y el bloque Corona: 6, 8, 10 ó 12 La cantidad de líneas determina la carga que cada una debe soportar, la cantidad de línea a utilizar y también el tiempo que los puntos de mayor desgaste permanecen en el sistema.



6. Anclaje de grapa en la línea muerta

El tamaño, tipo y condición del ancla afecta directamente al cable de perforación. Si es muy pequeña distorsiona el cable, puede tener un ángulo muy fuerte y crearle puntos de esfuerzo. Este esfuerzo resulta en desgaste y fatiga temprana que requerirá un corte largo de cable para eliminarlo del sistema.

7. Estabilizadores y Rodillos para el cable de perforación Los estabilizadores y rodillos en el cable de perforación ayudan a extender la vida útil del cable. Los estabilizadotes en el cable atenúan las vibraciones en la línea rápida. Los rodillos ayudan a evitar que el cable se cruce en el tambor y previene que el cable se apile a los lados del mismo. Los estabilizadores de caja son los superiores para el tambor del malacate. Los estabilizadores en la línea muerta reducen la vibración en la línea muerta cerca del ancla y la polea.

8. Experiencia de las cuadrillas La experiencia de las cuadrillas afecta la vida del cable de perforación debido a la forma en que lo manejan. Por ejemplo, la forma en que desenrollan el carretel, como lo enrollan, las medidas que toman para evitar que se ensucie de lodo y tierra, el método que emplean para colocar cable nuevo en el carretel y la forma como el perforador arranca y para el tambor del malacate mientras hace un viaje redondo.

NOTA: Al aplicar una carga abruptamente a un cable con 6 pulgadas de juego, se duplica la carga sobre el cable.



9. Profundidad del Hoyo La profundidad del hoyo determina el peso total de la tubería de perforación, el número de conexiones requeridas, el número de barrenas requeridas y también el número de viajes redondos a realizar.

10. Las Condiciones de Perforación Ciertas formaciones producen vibraciones en la barrena que son transmitidas por la sarta de perforación al cable de perforación. Estas cargas intermitentes de impacto son causa de desgaste especialmente alrededor de la polea de la línea muerta. También los agujeros irregulares provocan esfuerzos importantes al meter o sacar la sarta de perforación.

11. Tamaño de la Tubería de Perforación El tamaño de la TP determina la carga total cuando se calculan las Ton-milla de cada viaje redondo y cuando se realizan conexiones.

12. Tamaño y número de Lastra barrenas. El tamaño y el número de lastra barrenas son algunos de los factores que determinan el exceso de peso cuando se calculan las Ton-milla por viaje redondo.

13. Pruebas de Pozo Las pruebas de pozo requieren viajes adicionales a los necesarios para cambiar la barrena.

14. Toma de Núcleos La toma de núcleos también significa viajes adicionales y mayor desgaste del cable de perforación.

15. Atrapamientos de la Tubería El martilleo y la manipulación de la sarta de perforación para despegarla causan esfuerzos extremos y desgaste del cable de perforación. No existe un método para calcular las Ton-milla en estos casos! Se requiere de una inspección visual cuidadosa y remover el cable dañado sin importar la cantidad que se requiera cortar.



16. Trabajos de Pesca y desconexiones en la Sarta Trabajos de pesca o cuando se desenrosca una conexión significan viajes adicionales de tubería para remover completamente el pescado y poder continuar con las actividades programadas.

17. Corriendo Tubería Revestidora Aunque el tamaño y longitud de revestidor a correr varía, esto significa viajes adicionales, conexiones y desgaste del cable.

18. Ángulo de enrollado El ángulo de enrollado se toma en consideración con los estabilizadores de enrollado apropiados y puede ser la base para resolver problemas al enrollar el cable en el carretel. Por esto en ángulo de enrollado es de mucha importancia al determinar el número de vuelas de exceso en el carrete. Cuando se toman estos factores elementales en consideración se hace evidente que se debe preparar un programa de mantenimiento y servicio al cable de perforación para cada equipo de perforación particular.

Introducción al Equipo de Perforación El Sistema de Circulación

Sección 3.4 Pág. 1 de 12 Abril 2004 Rev 0.0

3. 4. 0. Descripción del Sistema de Circulación El sistema de circulación proveé el equipo, los materiales y las areas para preparar, mantener y acondicionar el fluído de perforación. El sistema de circulación tiene cuatro componentes principales:

1. El Fluido de perforación 2. El área de preparación 3. El equipo de circulación



4. El área de acondicionamiento

3. 4. 1. El Fluído de Perforación El fluído de perforación es una mezcla líquida de varios componentes que pueden incluir: agua (dulce o salada), aceite, arcilla, aditivos químicos, gas o aire. En el campo generalmente se le denomina Lodo. El lodo es circulado a través de la sarta de perforación dentro del pozo.

3. 4. 1. 1. Funciones Principales del Fluído de Perforación:

1. Proveer Potencia Hidráulica (hhp) a la barrena para mantener limpio el fondo del Pozo:

El fluído saliendo de la barrena con fuerza remueve los recortes del pozo, ayudando a mantener la máxima tasa de penetración posible.



2. Transportar los fuera del pozo:

Los recortes removidos del fondo son suspendidos en el fluído de perforación y transportados a la superficie a través del espacio anular (espacio entre las paredes del pozo y la sarta de perforación). La viscosidad del fluído puede suspender los recortes aun cuando se haya parado la circulación.

3. Soportar las paredes del Pozo:

El fluído de perforación recubre las paredes del pozo. Este recubrimiento reduce las perdidas de fluído a la formación, la contaminación y la formación de cavernas en el hoyo. El espesor de este recubrimiento es monitoreado cuidadosamente debido a que puede reduce el diámetro del hoyo.

4. Previene la entrada de Fluídos de formación dentro del pozo:

La presión hidráulica generada por el peso de la columna de lodo contra las paredes del pozo evita la entrada de Fluídos de formación al pozo. La presión es determinada por la densidad del fluído y la profundidad del pozo.

5. Lubricar y Enfriar la barrena y la sarta de perforación:

Una de las funciones principales del fluído de perforación es de lubricar y enfriar la barrena. Adicionalmente también lubrica la sarta de perforación y las paredes del hoyo reduciendo la fricción en el pozo.

Composición del Fluído de Perforación:

Las condiciones del hoyo y los tipos de formación a perforar determinan la composición del fluído a utilizar en un determinado pozo: Hay tres tipos básicos de Fluídos de Perforación:

1. Fluídos de Perforación Base Agua:

Es el tipo de fluído mas comúnmente utilizado debido a que es económico de mantener, más fácil de utilizar y crea un recubrimiento que proteje el hoyo. La composición de los Fluídos de Perforación de varias combinaciones y cantidades de agua dulce o salada, arcilla y aditivos químicos.

2. Fluídos de Perforación Base Aceite:

Se utilice Fluídos de perforación base aceite para perforar: formaciones solubles en aguan, pozos profundos y calientes, areas que presentan pegaduras por presión diferencial o cuando se requiere una mejor lubricación. Los Fluídos de perforación base Aceite son generalmente mas costosos de preparar y mantener.



3. Fluídos de Perforación Aireados o Gasificados:

Apenas un 1% de todos los Fluídos de perforación son aireados o gasificados. Su principal ventaja es que se obtienen tasas de penetración más altas.

3. 4. 2. El Área de Preparación: Este es el área donde se prepare y mantiene el fluído de perforación. La preparación y el mantenimiento del Fluido de Perforación es esencial para el éxito de las operaciones de perforación.

3. 4. 2. 1. La Rutina de Preparación Hay cuatro rutinas principales durante la preparación del fluído de perforación. Estas son: 1. 2. 3. 4.

Preparación Inicial. Adición de material densificante (aumento del peso de lodo) Dilución (disminución del peso de lodo) Cambio en la formulación química del lodo

El área de preparación del fluído de perforación consiste en un conjunto de equipos cuidadosamente dispuestos para facilitar la preparación o tratamiento del fluído de perforación. Generalmente incluye lo siguiente: •

Almacén de Química: Área cerrada para guardar los aditivos del lodo

•

Tanques o presas de lodo: contenedores metálicos que facilitan el almacenamiento y manejo del fluído de perforación.

•

Silos: contenedores con fondo en forma de embudo para almacenar los aditivos utilizados en gran cantidad como lo son las arcillas y el material densificante. Estos contenedores operan con la gravedad o son asistidos con aire.

•

Tolva de Mezclado: equipo en forma de embudo que utilice el vacío para agregar materiales sólidos al fluído de perforación.



El lodo que fluye a través de la tobera genera un efecto de succión conocido como efecto Venturi.

3. 4. 2. 2. Tratamiento y Prueba: Las dos variables principales la viscosidad y la densidad son controladas tratando el fluído de perforación con varios aditivos y monitoreándolo constantemente.

Peso o Densidad del Lodo:

Se utilizan aditivos para controlar el peso o densidad del lodo. Para esto se utilice una balanza que convierte una cierta cantidad de fluído de perforación en una unidad de peso; generalmente en libras por galón o kilogramos por litro.



Viscosidad:

La viscosidad es la resistencia del fluído a fluir. Esta resistencia se debe a la fricción interna que resulta de las fuerzas de cohesión y adhesión. La viscosidad se mide en un embudo de Marsch, contando los segundos requeridos para que un cuarto de galón fluya por el embudo.

3. 4. 2. 3. Instrumentos para Monitorear el Fluído de Perforación: Adicionalmente el fluído de perforación es monitoreado por una serie de instrumentos localizados sobre o cerca de las presas de lodo que se pueden leer en la consola del perforador.

Estos incluyen:


•

Totalizador de Volumen en Presas (PVT): mide la ganancia o pérdida de fluído de perforación en el hoyo a través de flotadores colocados en cada presa.

•

Indicador de emboladas de la bomba de lodos: mide la tasa de circulación mostrando el número de emboladas por minuto producidas por la bomba de lodos.

•

Medidor de flujo: mide el flujo en la salida del pozo. El incremento del flujo puede indicar que se ha producido un influjo.




El fluído es movido desde el área de preparación, a través de la sarta de perforación y el espacio anular, donde es transportado ya en la superficie al área de acondicionamiento antes de ser enviados a los tanques para ser recirculado.

3. 4. 3. El Equipo de Circulación Básicamente consiste en:

1. La presa de succión: contenedor metálico utilizado para contener y controlar el fluído de perforación.

2. Tolva de Mezclado: equipo para agregar rápidamente sólidos al fluído de perforación. 3. Línea de Succión: línea que conecta las presas con las bombas. 4. Bombas de Lodo: son el corazón del sistema de circulación. Mueven grandes cantidades de lodo bajo presión.

5. Línea de Descarga: transporta el fluído de perforación hasta el tubo vertical. 6. Tubo Vertical: tubería de acero anclada verticalmente a un lado del mástil y esta conectada a la manguera rotatoria.

7. Manguera Rotatoria: manguera de goma fuerte y flexible que permite el movimiento vertical de la sarta de perforación.



8. Sarta de Perforación: incluye la unión giratoria, la flecha o el top drive, la sarta de perforación y la barrena.

9. El Anular: Es el espacio entre la sarta de perforación y las paredes del pozo. 10. La Línea de Retorno: acarrea el fluído por gravedad desde el pozo hasta el área de acondicionamiento.

11. Tanque o Presa de Asentamiento: contenedor de acero utilizado para almacenar el fluído de perforación durante el acondicionamiento. También se le conoce como trampa de arena.

12. Área de acondicionamiento: incluye equipo utilizado para limpiar el fluído de perforación después de que sale del pozo.

3.4. 4. El Equipo de Acondicionamiento: El uso efectivo del equipo de acondicionamiento ayuda a reducir significativamente el desgaste en la bomba de lodos. La reducción en la cantidad de sólidos de formación en el fluído de perforación beneficia a todo el sistema y se requieren menor cantidad de aditivos y químicos.



3. 4. 4. 1. La Temblorina (Shale Shaker):

El fluído de perforación sale directo del pozo a las Temblorinas. Su función primaria es remover los recortes de mayor tamaño del fluído de perforación. Esto se logra hacienda pasar el fluído de perforación por mallas vibratorias.

3. 4. 4. 2. El Desarenador (Desander):

Equipo de Limpieza de Lodo con Hidrociclones (conos)

El Trabajo de los Hidrociclones (conos)

El desarenador consiste en varios conos que remueven las partículas sólidas de menor tamaño que pasan a través de las mallas de las temblorinas. El fluido de perforación es forzado a través de un



cono presurizado donde las partículas mas pesadas son removidas por el fondo por la fuerza centrífuga.

3. 4. 4. 3. El Desarcillador (Desilter): El desarcillador es igual al desarenador en el funcionamiento y operación con la particularidad que el desarcillador puede remover partículas muy pequeñas presentes en el fluido de perforación.

3. 4. 4. 4. El Desgacificador (Degasser):

Su función es eliminar los gases del fluído de perforación debido que los gases: • • • •

Reducen la densidad Reducen la eficiencia de la bomba Disminuyen la presión hidrostática Incrementan el volumen del fluído de perforación



3. 4. 4. 5. El separador Gas-Lodo:

Es un tanque que se encuentra conectado al múltiple de estrangulación con líneas de alta presión. Sus funciones principales son: • • •

Eliminar grandes cantidades de gases atrapados en el fluído de perforación. Recolectar los fluidos retronándolos al desgacificador Desviar los gases inflamables o venenosos a una distancia segura del equipo.

DRILLING SCHOOL

SECCIÓN 8 CEMENTACIÓN Contenido 1.0 Objetivos 1.1 Cementación Primaria 1.2 Cementación Secundaria o Remedial 2.0 Planificación 3.0 Problemas Comunes de Cementación 4.0 Tipos de Cemento 5.0 Propiedades del Cemento 5.1 Rendimiento 5.2 Densidad de la Lechada 5.3 Agua de Mezcla 5.4 Tiempo de Fraguado (Bombeo) 5.5 Fuerza de Compresión 5.6 Perdida de Agua 5.7 Permeabilidad 6.0 Aditivos del Cemento 6.1 Aceleradores 6.2 Retardadores 6.3 Reducción de densidad 6.4 Incremento de densidad 6.5 Aditivo para Control de Filtrado 6.6 Dispersantes (Reducción de Fricción) 7.0 Prueba de Cemento 7.1 Fuerza de Compresión 7.2 Contenido de Agua 7.3 Tiempo de Fraguado 7.4 Densidad de la Lechada 7.5 Perdida de Agua o Filtrado 7.6 Permeabilidad 7.7 Reología 8.0 Espaciadores 8.1 Características de los espaciadores 9.0 Equipo 9.1 Zapata de Revestimiento 9.2 Cuello Flotador 9.3 Centralizadores 9.4 Raspadores 9.5 Cabezales de Cemento 9.6 Tapones de Cemento 10.0 Practicas de Cementación

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DRILLING SCHOOL 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5

11.0 12.0

Cementación Primaria Cementación por Etapas Cementación con Tubería Interna Cementación con “Liner” Cementación Forzada 10.5.1 Forzada con Alta Presión 10.5.2 Forzada con Baja Presión 10.5.3 Forzada Continua 10.5.4 Forzada con Estáticos 10.5.5 Forzada con Preventores 10.5.6 Forzada con Empacadores 10.6 Tapones de Cemento 10.6.1 Posicionamiento del Tapón Evaluación de Trabajo de Cemento Cálculos de Cementación 12.1 Ejemplo 12.2 Ecuaciones y Conversiones útiles

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DRILLING SCHOOL 1.0 OBJETIVOS 1.1 Cementación Primaria • Aislamiento de la Zapata de Revestimiento. • Aislamiento de las Zonas de Producción – previene flujo cruzado entre los intervalos a diferentes presiones. • Protección de zonas acuíferas – previene la contaminación de fluido de perforación de los acuíferos. • Aislamiento de Intervalo Problema – perdidas extremas, control de pozos, entrada por ventana. • Protección de Tubería de Revestimiento – de fluidos corrosivos de formación, es decir H2S, CO2. • Soporte de la Tubería de Revestimiento – es decir soporte para el conductor.

1.2 Cementación Secundaria o Remedial Cementación adicional realizada en una fase posterior, es decir sellado de perforaciones, cementación de anillos en conductor, reparación de fugas en la tubería de revestimiento, forzar zapata de revestimiento, colocar tapones, etc.

2.0 PLANIFICACION La planificación para un trabajo de cemento consiste en evaluar cierta cantidad de características, incluyendo: • Avalúo de condiciones del agujero abierto (limpieza de agujero, tamaño, desgastes del agujero, temperatura). • Propiedades del lodo • Diseño de Lechada • Posicionamiento de la Lechada • Equipo Adicional (equipo de flotación, centralizadores, ECP’s)

3.0 PROBLEMAS COMUNES DE CEMENTACION Problemas comunes que afectan todos los trabajos de cemento incluyen: • Condición pobre del agujero (patas de perro, estabilidad del agujero descubierto, desgastes, llenado del agujero, cama de recortes, etc.) • Condición pobre del lodo (altas fuerzas de gel y punto de resistencia, alta perdida de fluido o filtración, enjarre grueso, alto contenido de sólidos, perdida de material de circulación, incompatibilidad de lodo/cemento). • Centralización pobre (el cemento no se coloca uniformemente alrededor de la tubería de revestimiento, dejando lodo en el sitio). • Perdida de Circulación • Presión Anormal • Presión Subnormal • Presión Alta

4.0 TIPOS DE CEMENTO La API define 9 diferentes clases de cemento (de A a H) dependiendo de la proporción de los cuatro componentes químicos fundamentales (C3, C2S, C3A, C4AF siendo C = calcio, S = silicato, A = aluminato y F = fluoruro).

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DRILLING SCHOOL Clases API

A (Portland) B (Portland) C (Alta Temprana) D (Retardada) E (Retardada) F (Retardada) G (California Básico) H (”Gulf Coast” Básico)

Agua Mezcla gal / sx 5.2 5.2 6.3 4.3 4.3 4.3 5.0 4.3

de

Lechada wt. ppg

Profundidad pies

15.6 15.6 14.8 16.4 16.4 16.4 15.8 16.4

0-6000 0-6000 0-6000 6000-10000 6000-10000 10000-16000 0-8000 0-8000

en

BHST °F 80-170 80-170 80-170 170-230 170-230 230-320 80-200 80-200

Notas Clase A y B – Uso en poca profundidad. Composición 50% C3S, 25% C2S, 10% C3A, 10% C4AF Clase C – Produce alta resistencia temprana debido al alto contenido de C3S Clase D, E y F – Cementos retardados debido a molienda gruesa o inclusión de retardadores orgánicos (lingosulfanatos) Clase G y H – Para uso general, compatible con la mayoría de los aditivos y puede ser utilizado en un vasto rango de temperaturas y presiones. H es mas grueso - mejor retraso en pozos mas profundos. Clase G es el tipo de cemento comúnmente utilizado. Otras variantes comunes del cemento, bajo las especificaciones de API, incluyen: Mezcla Pozolan de cemento – 50% Portland, 50% Pozolan (ceniza volcánica de fondo) y 2% Bentonita Cal de cemento – Mezcla de cemento Portland y cal. Utilizado para trabajos remediales. Diesel de cemento – "Forzada Gunk”. Mezcla de cemento básico con base aceite utilizado para sellar zonas de perdida. Se asentara en caso de haber presencia de agua. Polvo de Sílice – a temperaturas superiores a los 230°F, el cemento primero se reforzara y después se debilitara debido a la subsiguiente formación de Silicato de Calcio Hidratado (C2SH). Al adicionar 30-40% de polvo de sílice al cemento, se forma CSH en preferencia al C2SH extendiendo de esta manera la velocidad de temperatura de la mezcla.

5.0 PROPIEDADES DEL CEMENTO 5.1 Rendimiento El rendimiento del cemento en pies cúbicos por saco, es el volumen que será ocupado por el cemento, el agua de mezcla y los aditivos una vez que la lechada este mezclada. Esto variara dependiendo de la clase de cemento.

5.2 Densidad de la Lechada Una mezcla estándar que comprenda 5 galones de agua y 94 libras (1 saco) de cemento, creara una lechada con una densidad de 15.8 ppg. La densidad de la lechada es ajustada variando, ya sea la proporción del agua de mezcla o el uso de aditivos. La mayoría de las densidades de lechada se encuentran en un rango 11-18.5 ppg. Los aditivos para ajustar la densidad incluyen: Materiales reductores de densidad • Bentonita (SG 2.65) – reduce una lechada de 15.8 ppg a 12.6 ppg con 12% de bentonita

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DRILLING SCHOOL • Diatomeas • Gilsonita (SG 1.07) • Puzol (SG 2.5) – una mezcla 50:50 con 2% de bentonita creara una lechada de 13.3 ppg Materiales incrementadores de densidad • Baritina (SG 4.25) • Ilmenita (SG 4.6) • Hematites (SG 5.02)

5.3 Agua de Mezcla Las proporciones de agua de mezcla detalladas anteriormente, dependen de: • La necesidad de una lechada bombeable. • Un monto mínimo de aguas libres en caso de permitir que se quede/asiente. Reducir la proporción de agua de mezcla tiene el siguiente efecto: • Causa un incremento en la densidad, fuerza de compresión y viscosidad de la lechada • La lechada se hace más difícil de bombear • Se construye menos volumen de lechada por saco de cemento utilizado, es decir, baja la resistencia. Durante una operación de cementación típica una lechada de llenado o relleno y lechada principal o de amarre son muchas veces utilizados. La diferencia entre estas es debido a la reducción en la cantidad de agua de mezcla siendo usada. Un incremento en contenido de agua para la lechada de amarre, va a permitir tiempos de bombeo y tiempo de asentamiento mas largo pero resulta en una fuerza de compresión menor y en agua libre adicional. El agua libre puede volver a ser utilizada con adicionando bentonita en la lechada para ligar el agua libre.

5.4 Tiempo de Fraguado (Capacidad de Bombeo) El tiempo de fraguado es el tiempo disponible para la mezcla de una lechada, bombeada y desplazada dentro del anular antes de que comience a fraguar y a asentarse. Este tiempo va a depender de los aditivos utilizados (retardadores para incrementar el tiempo y aceleradores para reducir el tiempo) y las condiciones dentro del agujero descubierto (un incremento en la temperatura, presión y perdida de fluido o filtración va a reducir el tiempo de fraguado). El tiempo de fraguado es determinado durante las pruebas de laboratorio. El tiempo para alcanzar 100 Unidades Bearden (Bc) es registrado como el tiempo de fraguado. La capacidad de bombeo normalmente cesara alrededor de 70 Bc.

5.5 Fuerza de Compresión Una fuerza de compresión de aproximadamente un mínimo de 500psi, incluyendo el factor de seguridad, se hace necesaria para apoyar la sarta de revestimiento y soportar diferentes presiones antes de continuar perforando. Para tuberías de revestimiento o sartas de “liner” una fuerza de compresión de aproximadamente 2000 psi es muchas veces requerida para perforar. El periodo de “Esperar por Cemento” (WOC), permite a la fuerza del cemento a desarrollarse por completo. El periodo de tiempo depende de la temperatura, presión, proporción de agua de mezcla y del tiempo transcurrido desde el mezclado, en el agujero descubierto. Aceleradores (es decir CaCI2) puede reducir el tiempo de WOC hasta menos de 3 horas.

5.6 Perdida de Agua El proceso de asentamiento del cemento es el resultado de una reacción química que resulta en deshidratación. De modo que es importante que cualquier pérdida de agua sea controlada hasta que el cemento sea colocado para asegurar que se mantenga bombeable. La cantidad aceptable de perdida de agua dependerá del tipo de trabajo que se esta realizando.

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DRILLING SCHOOL Trabajo Forzado – esto requerirá una perdida de agua controlada (usualmente 50-200mls) para así permitir a la lechada de cementación el ser bombeada a las formaciones antes de que se cree un enjarre significante e impermeable. Cementación Primaria – la pérdida de agua es menos crítica y estará usualmente en el orden de los 25-400mls. Trabajo con “Liner” – perdida de fluidos o filtración alrededor de los 50mls. Hueco Horizontal – pérdida de fluidos o filtración menor a 50mls.

5.7 Permeabilidad Una vez asentado el cemento tiene una permeabilidad menor a 0.1 milidarcy (las piedras areniscas compactas tiene alrededor de 1-10 millidarcies). Disturbios durante el asentamiento, es decir, colado del gas o prueba de presión, puede incrementarse por varias ordenes de magnitud.

6.0 ADITIVOS DEL CEMENTO La mayoría de las lechadas de cementación contendrán algunos aditivos para mejorar las propiedades individuales, dependiendo del trabajo. Los aditivos podrían ser requeridos para: • Variar la densidad de la lechada • Cambiar la fuerza de compresión • Acelerar o retardar el tiempo de asentamiento • Controlar la filtración y la pérdida de fluido • Reducir la viscosidad de la lechada Los aditivos podrían ser secos/granulares o líquidos o podrían estar mezclados con el cemento. Las cantidades de aditivos secos normalmente son expresados en términos de porcentaje por peso de cemento (% BWOC). Los aditivos líquidos normalmente son expresados en términos de volumen por peso de cemento (gal/sx)

Tipo de Aditivo Acelerador Retardador Incremento de densidad Disminución de densidad Reductor de fricción Perdida de fluido

Producto Típico Schlumberger

Ejemplo CaCl2 NaCl Calcio Lingosulfanato CMHEC Solución Salina Saturada Baritina Hematites Bentonita Diatomeas Pozolan Polímeros Calcio Lingosulfanato Polímeros Orgánicos CMHEC

S1 D44 D13, D81 D8, D120 D31 D76 D20 D56 D61

Flac D59, Flac D60 D8

6.1 Aceleradores Reduce el tiempo de WOC (tiempo para alcanzar 500 psi de fuerza de compresión Usado en pozos poco profundos (someros) con bajas temperaturas. Aditivos comunes: Cloruro de Calcio 1.5 – 2.0% Cloruro de Sodio 2.0 – 2.5% Agua de Mar

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de

DRILLING SCHOOL Estos actuaran con retardadores en concentraciones más altas.

6.2 Retardadores Utilizado en secciones más profundas en donde las altas temperaturas promueven un asentamiento más rápido. Si el BHT estático es mayor de alrededor de 260F, el efecto del retardador debería ser medido por una prueba piloto. Calcio Lingosulfanato 0.1 – 1.5% Solución Salina Saturada

6.3 Reducción de Densidad Utilizado para reducir el peso de la lechada en donde exista una preocupación por exceder la inclinación de la fractura. También reduce la fuerza de compresión e incrementa el tiempo de fraguado. Permite mayor uso de agua de mezcla (crea un mayor volumen de lechada – y por lo tanto son denominados “prolongadores” 2-20% de Bentonita prehidratada, reduce la fuerza compresiva y la resistencia del sulfato. Mezcla 50:50 de Pozolan con cemento Portland reduce en fuerza compresiva e incrementa en resistencia de sulfato. Diatomeas 10-40%

6.4 Incremento de Densidad Utilizado cuando se cementas en zonas sobre-presurizadas. Baritina BaSO4. Utilizado para densidades de hasta 18ppg Hematites Fe2O3 Densidades de hasta 22ppg Arena Clasificada 40 – 60 malla. Da un incremento de densidad de 2ppg

6.5 Aditivo para Control de Filtrado Utilizado para prevenir la deshidratación de la lechada y fraguado prematuro. También reduce el contenido de agua libre. Celulosa CMHEC 0.3 – 1%

6.6 Dispersantes (Reducción de Fricción) Adicionado para mejorar las propiedades de flujo. Reduce la viscosidad permitiendo alcanzar flujo turbulento a una presión circulante menor – menor riesgo de incurrir en perdidas o filtrados. Polímeros 0.3 – 0.5lbs/sx de cemento Sal 1 – 16lbs/sx de cemento Calcio Lingosulfanato 0.5 – 1.5lbs/sx

7.0 PRUEBA DE CEMENTO Las recetas de cemento deben ser probadas en concordancia con las 10 especificaciones API. Inicialmente, se diseñará una formulación que se adapte el trabajo de cemento propuesto, es decir, una lechada de agujero de superficie (conductor) diferiría de una receta con “leer” en términos de sus requisitos de perdida de agua o filtrado, tiempo de asentamiento, etc. Una muestra mezclada fresca, que incluya cemento, agua de mezcla y químicos del equipo de perforación, será entonces probada en el laboratorio ANTES de que el trabajo en si se realice para asegurar que no existan problemas de contaminación. Puesto que el trabajo de prueba requiere un mínimo de 24 horas para completarse, es importante que las muestras frescas sean despachadas al laboratorio desde el equipo de perforación, lo antes posible.

7.1 Fuerza de Compresión

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DRILLING SCHOOL Esto solía ser la presión no-confinada requerida para aplastar un cubo de cemento de 2”. Se realizaran una serie de cubos de cemento utilizando moldes y permitiendo el asentamiento. Periódicamente, uno de los cubos será sustraído y probada su destrucción. Una prueba mas reciente incluye el uso de ondas acústicas y ultrasónicas. El Analizador Ultrasónico de Cemento (UCA) continuamente monitorea el desarrollo de la fuerza de una muestra de cemento asentado bajo condiciones simuladas de temperatura y presión dentro del pozo. Una impresión de la grafica plasma la historia de asentamiento.

7.2 Contenido de Agua Idealmente, una lechada de cementación debería tener una viscosidad (consistencia) que le permita desplazar lodo de manera eficiente mientras que permite que se forme una fuerte unificación entre el cemento y la tubería de revestimiento. Esto significa que la lechada debe ser asentada sin que se forme ningún agua libre. Agua libre es agua que es forzada fuera del cemento que se asienta, creando bolsas o una capa superficial encima del cemento. Cantidad Máxima de Agua – proveerá un volumen de asentamiento con máximo de 1.5% de agua libre. El agua libre es determinada al permitir a una muestra de lechada recién mezclada (20 minutos) descansar en un cilindro medido. Cantidad Normal de Agua – proveerá una lechada con una consistencia de 11 Bc’s (Unidades Beardon – unidades de consistencia) después de 20 minutos de mezclado. Cantidad Mínima de Agua – proveerá una lechada con una consistencia de 30 Bc’s después de 20 minutos de mezclado. Nota: Las pruebas de cemento utilizan unidades Beardon para medir la viscosidad, porque estas están basadas en torque y arrastre.

7.3 Tiempo de Fraguado Esto es medido utilizando un probador de tiempo de fraguado de alta presión/alta temperatura (consistometro). Comprende un contenedor cilíndrico rotativo de lechada con un remo estacionario, siendo todo el lote encerrado en una cámara de presión. Es capaz de simular condiciones de pozo con BHST’s de hasta 500 F y un exceso de 25,000 psi. El contenedor de la lechada rota a una velocidad estándar hasta que se incremente la temperatura y la presión, a una velocidad determinada El torque creado en el mango del remo, y debido al cemento que se asienta, es medido en un grabador de banda. El limite de bombeo o tiempo de fraguado es alcanzado cuando la consistencia de la lechada alcanza 70-100 Bc’s.

7.4 Densidad de la Lechada Esto es típicamente medido utilizando un balance presurizado. Una muestra de cemento es decantada dentro de la cámara de muestrero y una tapa es atornillada a la misma. Más adelante se puede inyectar más lechada a través de la válvula sin retorno que se encuentra en la tapa, con una bomba de mano. Esto somete a la lechada a suficiente presión para eliminar las burbujas de aire atrapadas.

7.5 Perdida de Agua o Filtrado La prueba de perdida de fluido mide el filtrado generado en un lapso de 30 minutos a través de un filtro de prensa revestido con una malla medida de 325. La prueba puede ser conducida a 100 o 1000 psi y a temperaturas de hasta 400 F y con ya sea mezcla de lechada fresca o una que haya estado en el probador de fraguado por un rato. Sin aditivos, todas las lechadas de cementación puras, tienen una perdida de fluido en exceso de 1000 mls. Con largas cadenetas de polímeros aditivos en concentraciones de 0.6 a 1% por peso de cemento (bwoc), la perdida de fluido puede ser reducida a 50-150 mls.

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DRILLING SCHOOL 7.6 Permeabilidad Puede ser medida utilizando un equipo medidor de permeabilidad, pero por lo general no es parámetro principal en el diseño de la lechada de cementación.

7.7 Reología La reología de cementación es determinada utilizando un reómetro de seis velocidades equipado con la manga de rotor apropiada y el muelle de torsión y “bob”. Después de grabar las lecturas de dial correspondientes a las seis velocidades rotarias preseleccionadas (600, 300, 200, 100, 6 y 3rpm), los diferentes parámetros reológicos pueden ser calculados – valores PV, YP, n y K.

8.0 ESPACIADORES Durante el desplazamiento parte de la lechada se contaminara con lodo residual y enjarre de la operación de la perforación. El efecto de la contaminación alterara las diferentes propiedades del cemento. Los efectos de la contaminación son minimizados al bombear varios espaciadores antes de la lechada principal. Antes de bombear cualquier lechada, usualmente se bombearan una serie de limpiadores/espaciadores, incluyendo silbase aceite (para OBM), limpiadores detergentes, “lodo desperdicio” (para recuperar fluido de perforación valioso) y una pastilla de viscosidad. El propósito de los espaciadores es el de: • Separar físicamente el lodo del cemento – no pueden existir problemas de compatibilidad. • Remover lodo/enjarre de pared del espacio anular – se prefiere un régimen de flujo turbulento. • Dejar mojada la tubería de revestimiento y la formación de agua- sulfatantes • Proveer menos hidrostática de cabeza, es decir, reducir las presiones de bombeo – aceite o agua.

8.1 Características del Espaciador • Características de perdida de control de fluido (reducir las presiones de bombeo). • Se prefiere un régimen de flujo turbulento para generar un desplazamiento y erosión del enjarre de pared, eficiente. • Un mínimo de tiempo de contacto de 10 minutos, es considerado suficiente y determinara el volumen bombeado • Bajo condiciones de flujo laminar, la densidad y presión de fricción del espaciador debería ser mayor que la del fluido desplazado.

9.0 EQUIPO 9.1 Zapata de Revestimiento Correr el fondo de la tubería de revestimiento. Perfil redondeado para asistir la corrida den del agujero. Se le conoce como zapata flotadora cuando es corrida con una válvula de bola.

9.2 Cuello Flotador Usualmente localizado 2 o 3 juntas sobre la Zapata y actúa como un alto para los tapones de cemento. El cuello flotador asegura que habrá cemento sellando las últimas juntas de la tubería de revestimiento cuando cese el bombeo, es decir, cuando el tapón sea “golpeado”. Algunos programas de perforación permiten un desplazamiento adicional hasta un máximo de la mitad de la pista de la zapata, en un intento por corregir un error de eficiencia de bombeo y observar un golpe de tapón.

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DRILLING SCHOOL Esto también minimiza el volumen de cemento a ser perforado después. El cuello flotador también contiene una válvula de bola, la cual previene que el cemento que se encuentra en el espacio anular fluya de regreso a la tubería de revestimiento, cuando el desplazamiento haya terminado. Una prueba de flujo (o flujo de retorno) es conducida después de bombear, para confirmar el soporte correcto. Cuando se corre la tubería de revestimiento y ya que el flotador prevendrá el flujo de retorno, es usual el tener que llenar periódicamente la tubería de perforación (cada 5 juntas). En caso de que esto no se haga se podría llegar a colapsar la tubería de revestimiento completa.

9.3 Centralizadores Estos son ya sea de tipo de fleje con bisagra o sólidos de tipo espiral o "rígidos" y ambas sirven para centralizar la tubería de revestimiento en el hueco. Ventajas de una tubería centralizada: - Mejora la eficiencia de desplazamiento (excentricidad mínima) - Reduce el riesgo diferencial de atrapamiento - Previene problemas clave de asentamiento - Reduce el arrastre en pozos direccionales

Influencia de empate o remoción de lodo

9.5/8" Tubería de revestimiento en un agujero de 12¼"

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Efectos del Empate o Desplazamiento de Lodo Los centralizadores están amordazados a la tubería de revestimiento utilizando un mecanismo de bisagra o de clavado, mientras que un collar de parado sirve para colocarlos en posición. El espaciado y cantidad de centralizadores depende del ángulo del agujero, peso de la tubería de revestimiento y peso del lodo. Los suplidores pueden proveer un programa óptimo para el uso de los espaciadores, utilizando el criterio recomendado por API. Típicamente los centralizadores se concentrarían en las secciones críticas, de mayor ángulo, la zapata y justo debajo del colgador, mientras que el resto de la tubería de revestimiento los espaciara muy esporádicamente.

9.4 Raspadores Cepillos de acero que pueden ser amordazados a la tubería de revestimiento y aseguradas con collares de parada. Utilizados para remover físicamente el enjarre, lodo gelificado y escombros.

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DRILLING SCHOOL 9.5 Cabezales de Cementación El cabezal de cemento conecta a la línea de descargue de la unidad de cemento hacia la parte superior de la tubería de revestimiento. Para una aplicación completa al agujero, la tubería de revestimiento es corrida de regreso al piso del equipo de perforación y los tapones son cargados a la superficie del cabezal de cementación. El lanzamiento incluye remover el reten y bombear el tapón adentro del hueco.

9.6 Tapones de Cemento Los tapones de cemento son utilizados para separar la lechada de cementación del espaciador o lodo y prevenir la contaminación. En corridas de tubería de revestimiento largas, tapones adicionales son bombeados antes y entre el tren de espaciadores para minimizar la contaminación causada por varios regimenes dentro de diferentes espaciadores y para maximizar su efectividad cuando salgan hacia el espacio anular. Los tapones son normalmente fabricados de goma. Varios aparatos propios son utilizados para "enganchar” los tapones unos a otros para permitir una perforación mas fácil (muchas veces denominado perforable PDC). El tapón de fondo tiene un delgado diafragma en su centro. Después de que aterriza en el collar flotador, el diafragma se ruptura cuando una presión diferencial predeterminada es alcanzada. Normalmente se lanza antes del espaciador o del cemento. El tapón de fondo tiene un centro sólido.

10.0 PRACTICAS DE CEMENTACION 10.1 Cementación Primaria • Asegurarse de que se ha realizado una simulación del trabajo de cementación para establecer velocidades de fluido, mínimas y máximas y ECD’s. • Condicionar el lodo para reducir la reología (YP, gels) antes de la corrida final. • Confirmar que los tapones están correctamente colocados en el cabezal de cementación – fondo (diafragma) tapón por debajo, tope (solido) tapón. • Correr la tubería de revestimiento hasta a unos cuantos pies del fondo. Romper la circulación en caso de ser requerido, durante la corrida. • Circular por lo menos un volumen de la tubería de revestimiento para asegurar que no haya nada que taponee la zapata y para remover cualquier gas que se haya acumulado durante el viaje adentro del agujero. • Bombear espaciadores, soltar el tapón de fondo y bombear la lechada de cementación (de llenado y amarre). • Soltar el tapón de tope, despejar la línea de cementación y comenzar el desplazamiento. • La velocidad de desplazamiento debe ser alterada dependiendo de lo que se encuentre en el espacio anular (lodo, espaciador o cemento). La mayoría de los espaciadores y cementos, requieren de un flujo torrente (de ser posible) para maximizar la remoción de lodo y reducir la contaminación del lodo. • Cuando el tapón de fondo llega al collar flotador, el diafragma se debería romper permitiendo el bombeo continuo. • El volumen de desplazamiento para colocar el tapón de tope, deberá ser calculado con anterioridad. • La velocidad de desplazamiento debería ser reducida cuando el golpe de tapón se este realizando, para prevenir presiones excesivas y cualquier choque al momento que el tapón se colocado.

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DRILLING SCHOOL • En caso de que el golpe no suceda, es practica común, desplazar hasta la mitad de la pista de la zapata nótese que algunos operadores han adoptado una filosofía de “bombear hasta golpear”). • Todos los retornos de lodo deberían ser monitoreados por perdidas, lo cual podría ser evidencia de la fractura de la formación. • En caso de que se observen perdidas, la velocidad de desplazamiento puede ser ajustada para reducir el ECD, i.e. perdidas de presión en el espacio anular. • El tapón debería ser golpeado con aproximadamente 1000 psi de diferencial, previamente confirmado que el margen de seguridad de ruptura de menos presión de la tubería de revestimiento, no va a ser excedido. • En caso de ser requerido la presión puede ser incrementada en este punto y se puede realizar una prueba de presión de la tubería de revestimiento (es necesario confirmar la presión de todos los componentes antes de realizar la prueba). • La presión deberá ser entonces liberada para confirmar que la válvula flotadora esta funcionando y esta soportando la presión diferencial de fondo debido al pesado cemento en el espacio anular.

10.2 Cementación por Etapas Utilizada en aplicaciones en donde largas secciones de tubería de revestimiento requieren cementación, pero existe preocupación por: • Largos tiempos de bombeo • Altas presiones de bombeo • Presión hidrostática excesiva debido a la columna de cemento – excede la inclinación de fractura. Primera etapa Repetición de la cementación primaria Segunda etapa Esta necesita la inclusión de un collar DV, en la tubería de revestimiento, a una profundidad predeterminada. La primera etapa coloca al cemento en el espacio anular desde fondo arriba hasta el collar DV. Los puertos del collar DV pueden entonces ser abiertos lanzando un dardo especial (bomba) y trasquilando los pines retenidos (1000-1500 psi). La circulación es entonces establecida a través del collar DV. El procedimiento de cementación primaria puede entonces ser repetido, pero sin la reciprocidad de tubería. Más etapas podrían ser incluidas, de ser necesario.

10.3 Cementación con Tubería Interna Accesos de cementación convencional con tubería de revestimiento de gran diámetro, resultaran en: • Grandes volúmenes de desplazamiento • Duración extendida de desplazamiento • Un volumen significativo de cemento permanece en la pista de la zapata. Como una alternativa, la tubería de revestimiento podría ser cementada a través de la tubería o el conducto de perforación. Se utiliza una zapata flotadora especial, la cual permite al conducto de perforación clavarse al proveer un sello hidráulico. La tubería de perforación se corre normalmente, entonces se corre la sarta interna y se clava dentro de la Zapata flotadora. El trabajo de cementación procede igual, pero utilizando tapones de tubería de perforación, mas pequeños. Después del desplazamiento y confirmación de que la zapata flotadora esta conteniendo la presión diferencial, la tubería o conducto puede ser retirada. Se necesita tener cuidado con esta técnica, ya que la posibilidad de que la tubería de revestimiento colapso, se incrementa significativamente.

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DRILLING SCHOOL 10.4 Cementación con “Liner” Una sarta de liner usualmente incluye una Zapata y un collar flotador, junto con una tubería de revestimiento mas larga y un colgador de “liner” (colocado hidráulica o mecánicamente) para asegurar la parte superior. Todo el ensamble es corrido con tubería de perforación y luego se coloca el colgador a unos 300-500 pies dentro de la tubería de revestimiento anterior. Una vez asentado, el lodo es circulado para asegurar una vía de cemento libre de obstrucciones, alrededor del “liner”. Antes de la cementación la herramienta corrida es retraída del colgador del liner para garantizar la remoción posterior de la tubería de perforación. Las recetas de cementación con “liner” usualmente contienen aditivos extras para control de perdida de fluido, retardo, posible bloqueo de gas, etc. Debido a que las proporciones de mezcla son criticas y no existe lechada de relleno, es usualmente mezclado en cargas antes de llevar a cabo el trabajo. Esto garantiza la calidad y densidad del trabajo. Una típica operación de cementación con “liner”, procedería como sigue: • Posicionar el “liner” a la profundidad requerida • Circular fondo arriba – asegurar una reología baja (YP y gels mínimo); rotar el “liner” • Colocar el colgador del “liner” • Soltar una herramienta activadora y quitarle peso a la sarta (10-20Klbs) • Bombear espaciador • Probar con presión las líneas de superficie • Bombear la lechada premezclada • Soltar el tapón • Bombear espaciador • Desplazar cemento fuera del “liner” y hacia el espacio anular – rotar el “liner” de ser posible • Bombear el tapón hacia abajo, suelta el tapón de limpieza del “liner”. • Ambos tapones son bombeados hasta el nivel del “liner” hasta que queden ajustados en el collar de aterrizaje. • Golpear los tapones con 1000 psi • Desfogar la presión y revisar si existe flujo de retorno • Levantar, posicionar la tubería final en el tope del “liner y circular exceso de cemento hacia fuera desde arriba del “liner.

10.5 Cementación Forzada Utilizar presión hidráulica para forzar al cemento adentro del espacio anular o formación. Sus aplicaciones usuales: • Sellar las zonas de producción de gas o agua para mejorar la producción. • Reparar las fallas de la tubería de revestimiento. • Sellar las zonas perdidas • Trabajo remedial en trabajos de cementación primaria, es decir trabajos “top up” • Prevenir migración vertical de fluido de reservorio a la zona de producción • Prevenir el escape de fluidos de las zonas abandonadas Para bombear cemento a la formación, se requerirá una permeabilidad de 500 darcies. Ya que esto normalmente no ocurre, se deberán utilizar varias técnicas para compensar.

10.5.1 Forzada con Alta Presión • Se fractura la formación y el cemento es forzado (se prefieren formaciones densas e impermeables). • Utilizar fluido de fractura libre de sólidos. La creación del enjarre de lodo prevendría la fractura. • Debido a que el sobrepeso generalmente provee el máximo esfuerzo principal (acción vertical), las fracturas iniciadas serian orientadas verticalmente, es decir, apartando la roca horizontalmente contra la dirección del mínimo esfuerzo principal.

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DRILLING SCHOOL • Una vez que la fractura ha sido realizada, el cemento se localizara contra la zona de fractura y luego bombeado hacia la formación, una vez cerrado el pozo. • La presión de inyección deberá incrementarse gradualmente a medida que el cemento rellena la fractura.

10.5.2 Forzada con Baja Presión • Aquí la presión siempre se mantiene debajo de la presión de fractura • Las perforaciones deberán limpiarse – libre de lodo y otros materiales taponantes. • Una prueba de inyección, utilizando agua, deberá ser conducida primero para confirma la posibilidad de realizar una cementación forzada. • Un acrecentamiento de presión, forzaría al fluido del cemento hacia los poros dejando un enjarre ha ser formado en la superficie, inhibiendo gradualmente el proceso. • Cuando el proceso de inyección termina en una locasión, puede comenzar en un sitio distinto y continuara hasta que un sello impenetrable ha bloqueado todas las zonas de perdida. • Los adictivos de perdida de fluidos son importantes. El uso de cemento puro y por si mismo, resultaría en la deshidratación de la lechada, debido a la alta perdida de fluido del cemento puro. Esto crearía punteo antes de que toda la zona permeable haya podido ser sellada. • Propiedades preferibles de lechada: perdida de fluido 5—200mls; agua: radio de solidos de 0.4 por peso.

10.5.3 Forzada Continua • El cemento es bombeado lenta y continuamente hasta que se obtiene la presión deseada. Utilizado para reparar daños a la tubería de revestimiento.

10.5.4 Forzada con Estáticos • Se detiene el bombeo periódicamente para permitir a la lechada hidratarse y crear el enjarre. Usualmente se bombea en incrementos de 0.25 – 0.5 bbls cada 10-15 minutos

10.5.5 Forzada con Preventores • El cemento es bombeado a través de la tubería de perforación, localizado y forzado después de cerrar los BOP’s. • Debido a que el cemento no puede ser movido al espacio anular, es forzado hacia cualquier zona perdida. • Opción de forzada a baja presión • Es difícil colocar el cemento con exactitud. • No puede ser utilizada para perforaciones selectivas forzadas. • A medida que la tubería de revestimiento es presurizada, restringido por las especificaciones de ruptura.

10.5.6 Forzada con Empacadores • El empacador permite a la forzada de cemento para ser más exacto con el objetivo • Debido a que el espacio anular es sellado, se pueden utilizar presiones más altas (no esta limitado por la ruptura de la tubería de revestimiento). • La profundidad de asentamiento es importante – si el asentamiento se hace a demasiada altura el cemento se contaminara con lodo y exceso de fluido bombeado en la formación, antes que el cemento. Si el asentamiento se hace demasiado bajo se corre el riesgo de cementar el empacador. • El empaque se colocara, normalmente, a 30-50 pies sobre la zona de interés con o sin la tubería de amarre. • Empacador recuperable • De uso individual

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DRILLING SCHOOL • La válvula trasera de presión previene el flujo de retorno después de la forzada • Empacador recuperable • Usos múltiples • Si ocurre el flujo de retorno después de soltar el empacador, vuelva a colocar y fuerce nuevamente.

10.6 Tapones de Cemento Estos son utilizados para llenar las secciones del hueco y prevenir el movimiento interno de fluido. Aplicaciones típicas son: • Abandonar zonas depletadas • Sellar zonas de pérdida de circulación • Proveer una plataforma de inicio par alas ventanas • Aislar una zona para pruebas de formación • Abandono de un pozo completo – provisión de barreras (las regulaciones Gubernamentales especifican que los tapones deben sellar las zonas de producción, acuíferos, etc.)

Ventana o Reentrada

El mayor problema durante al colocar tapones es la contaminación del lodo, lo cual se puede minimizar por medio de:

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DRILLING SCHOOL • Utilizar una sección medida del pozo • Utilizar un volumen de tapón suficiente para permitir algo de contaminación - típicamente 500 pies de altura. • Condicionar el lodo de antemano. • Realizar un prelavado antes del cemento. • Utilice lechada ya pesada, que contiene menos agua.

10.6.1 Posicionamiento de Tapón Tapón Balanceado – intenta desplazar suficiente cemento fuera de la tubería de perforación, de modo que la columna de cemento, en ambos, tubería y espacio anular, sea de igual altura. La tubería de perforación o aguijón puede entonces ser retirado, dejando el tapón en sitio. Tapón Aislante – estos pueden ser posicionados a profundidad con un tapón de cemento de 500 pies colocado encima del mismo. Este método da mejor control de profundidad y reduce el riesgo de contaminación. Tapón Dual – colocar un tapón balanceado inicial, que puede entonces ser etiquetado para marcar una base de referencia e indicar si un segundo tapón puede ser posicionado (la altura del tapón depende de la posición inicial del tapón inicial). Nota: Cuando se posicionan una serie de tapones de cementación, es recomendable bombear un dardo de limpieza o bola, después de cada tapón para asegurar que la tubería/”aguijón” no se taponee a si misma con cemento.

11.0 EVALUACION DE TRABAJO DE CEMENTO Un trabajo de cementación ha fallado y requiere trabajo remedial, cuando existe alguna de las siguientes situaciones: • El cemento no llena el espacio anular a la altura requerida • El cemento no provee sellado en la zapata • El cemento no aísla formaciones indeseables. La efectividad del trabajo (y por lo tanto la necesidad de trabajo adicional) puede ser medida por varios medios: Evaluación de temperatura – correr un termómetro dentro de la tubería de revestimiento para detectar el tope del cemento. El proceso de hidratación de asentar el cemento es isotérmico (despliega calor) y es detectable desde el interior de la tubería de revestimiento. Registro de radiación – rastreadores térmicos pueden ser adicionados al cemento antes de que el mismo sea bombeado (Carnolite, por ejemplo). Registro de mezcla/unión del cemento (CBL) – este es un registro sónico capaz de detector el tope del cemento y determinar la calidad de la capa de cemento. Es corrido con registros eléctricos, emite señales sónicas y debe ser centralizado para generar resultados creíbles. Esto pasa por la tubería de revestimiento y es recogido por un receptor a unos 3 pies de distancia. Ambos, el tiempo de transito y la amplitud de la señal son utilizadas para indicar la calidad de la mezcla del cemento. Debido a que la velocidad del sonido es mayor dentro de la tubería de revestimiento que en la formación o el lodo, las primeras señales en retornar son las que provienen de la tubería de revestimiento. Si la amplitud de esta señal (E1) largues grande, esto indica que la tubería esta libre (mezcla pobre). Cuando el cemento esta firmemente unido a la tubería de revestimiento y a la formación la señal es atenuada (debilitada) y es característico de la formación detrás de la tubería de revestimiento. La señal también puede indicar en donde el

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DRILLING SCHOOL cemento esta unido a la tubería de revestimiento pero no a la formación. El efecto de canalización también puede ser detectado. El CBL usualmente da una curva de amplitud y un Registro de Densidad Variable (VDL), el cual indica la fuerza de las señales por medio de la intensidad de las líneas oscuras y claras. Las señales de la tubería de revestimiento aparecen como líneas paralelas. Una buena mezcla es representada por líneas onduladas. No hay una escala estándar de API para medir la efectividad del CBL y muchos factores pueden resultar en malas interpretaciones: • Durante el proceso de asentamiento, la velocidad y amplitud de las señales varía significantemente. Es recomendable no correr el CBL hasta 24-36 horas después del trabajo de cementación, para obtener resultados reales. • La composición del cemento afecta la transmisión de la señal. • El espesor del cemento causara cambios en la atenuación de la señal. El CBL reaccionara a la presencia de un micro-espacio anular (un pequeño espacio entre la tubería de revestimiento y el cemento). Esto usualmente se solventa con el tiempo y no es un factor crítico. Algunos operadores recomiendan correr el CBL bajo presión para eliminar este efecto (la tubería de revestimiento sufrirá el efecto de “balonamiento” y ocupara cua lquier microespacio anular.

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Una de las limitaciones del CBL es que solo da una vista dimensional, cuando la mezcla del cemento esta a una profundidad aceptada. Una herramienta alternativa que puede ser corrida es la Herramienta de Evaluación de Cemento (CET) que utiliza transductores ultrasónicos y los principios de una resonancia de espesor de la tubería de revestimiento para dar una imagen radial completa de la mezcla de cemento que se encuentra alrededor de la tubería de

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DRILLING SCHOOL revestimiento. Esto es extremadamente útil para saber si hay un canal presente y en pozos direccionales, la orientación exacta de este canal.

12.0 CALCULOS DE CEMENTACION Los cálculos principales requeridos para un trabajo de cemento son: • La cantidad de lechada requerida para llenar el espacio anular fuera de la tubería de revestimiento, hasta la altura programada. • La cantidad de lodo necesaria de bombear para desplazar el cemento, es decir, golpear el tapón de superficie. En todos los cálculos de cemento es necesario conocer la resistencia por saco de cemento siendo utilizado, para poder confirmar que hay suficiente material en la locasión (incluyendo material para contingencias). La resistencia/saco depende de la cantidad de aditivos en el cemento y la densidad final requerida de la lechada. Los esquemas son invaluables para clarificar los volúmenes requeridos incluyendo detalles con respecto a las capacidades anulares (agujero descubierto y agujero descubierto con tubería de revestimiento), diferentes grados de tubería de revestimiento, longitud de las secciones, etc.

12.1 Ejemplo Un “liner” de 7” debe ser asentado según el esquema a continuación:

Calcule lo siguiente: • El monto de agua por saco requerido para resultar en 16 ppg de lechada • La resistencia en pies cúbicos/saco • El volumen requerido de lechada • El tonelaje de mezcla de cemento requerido • El desplazamiento de lodo para asegurar el tapón de limpieza

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DRILLING SCHOOL • El desplazamiento de lodo para bombear el tapón • Tiempo Requerido de Fraguado Asumiendo lo siguiente: − 30% exceso de volumen del agujero descubierto − Temperatura estática de fondo 270ºF − Formulación de lechada − Clase G + 35% BWOC Polvo de Sílice − D603 @ 0.4 galones por saco − D109 @ 0.09 galones por saco − Agua fresca Nota: BWOC = por peso de cemento D603 aditivos - un aditivo liquido de perdida de fluido D109 es un retardador de líquido de alta temperatura Agua fresca es utilizada como el agua de mezcla, ya que el agua de mar aceleraría el tiempo de fraguado. Cálculos La cantidad de agua por saco requiere resultar en 16 ppg de lechada. Usando una variación de la densidad de la ecuación = masa / volumen, es posible el calcular la cantidad de agua requerida Primero es necesario el calcular el peso combinado y el volumen de los componentes de la lechada por saco de cemento seco. La mayor forma de hacer esto, es en forma de tabulador, como se muestra a continuación:

Material

Peso (lbs)

Cemento Polvo de Sílice D603 D109 Agua

94 32.9 3.6 0.9 Y / 0.12

TOTAL

131.4 + Y / 0.12

Volumen Absoluto (gal. /lb.)

0.0382 0.0456 0.110 0.096 0.12

Volumen (gal) 3.59 1.50 0.40 0.09 Y

5.58 + Y

Para tablas de cálculo de cementación, realice la lectura del volumen absoluto para todos los componentes de la lechada. Un saco de cemento pesa 94 lbs 35% BWOC polvo de sílice pesa 35% x 94 lbs = 32.9 lbs Todas las figures en negro son tomadas de la formación de la lechada. Todas las figures en azul son calculadas dividiendo el volumen entre el volumen absoluto para dar como resultado el peso. Todas las figures en rojo son calculadas multiplicando el peso por el volumen absoluto para dar como resultado el volumen. Y es el monto de agua requerida

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DRILLING SCHOOL De modo que para 16 ppg de lechada, los totales pueden ser representados como:

16 = 131.4 + Y / 0.12 5.58 + Y Re-acomodando esto nos da:

16 x (5.58 + Y) = 131.4 + 8.33Y Y = 5.49 gal / saco La resistencia en pies cúbicos / saco La resistencia es el volumen de lechada obtenido de la mezcla de 1 saco de cemento con los aditivos especificados y agua de mezcla, expresada en pies cúbicos/saco de cemento. Este es el volumen total de la tabla de arriba convertida de galones a pies cúbicos. Por lo tanto Resistencia = (5.58 + 5.49) gal x 0.1337 pies cúbicos / gal

Resistencia = 1.48 pies cúbicos / saco El volumen requerido de la lechada El volumen requerido de la lechada es la suma de lo siguiente: • Volumen de la pista de la zapata • “Liner” / 8½” volumen del agujero descubierto • “Liner” / 12¼” volumen del agujero descubierto • Exceso del agujero descubierto • “Liner” / volumen de la tubería de revestimiento Las tablas de cálculo de cemento son invaluables para estos cálculos, ya que tiene las capacidades y volúmenes precalculados. Volumen de la pista de la zapata “Liner” / 8½” volumen “Liner” / 12¼” volumen Exceso del agujero descubierto “Liner”/Volumen de la tubería de revestimiento VOLUMEN TOTAL

= (13,135 pies – 13,040 pies) x 0.0371 bbl/pies = 3.52 bbl = (13,135 pies – 11,070 pies) x 0.0226 bbl/pies = 46.67 bbl = (11,070 pies – 11,050 pies) x 0.0982 bbl/pies = 1.96 bbl = (46.67 bbl + 1.96 bbl) x 0.3 = 14.59 bbl = (11,050 pies – 10,555 pies) x 0.0256 bbl/pies = 12.67 bbl = 3.52 + 46.67 + 1.96 + 14.59 + 12.67 bbl = 79.41 bbl o 445.9 pies cúbicos

El tonelaje de mezcla de cemento requerido El tonelaje de mezcla de cemento requerido es calculado, primero tomando el numero total de sacos de cemento requerido (volumen total de la lechada dividido entre la resistencia), convertido a tonelaje y luego adicionando un 35% (asignación para el polvo de sílice). Sacos de Cemento requeridos Tonelaje de cemento requerido Tonelaje de mezcla requerido

= 445.9 pies cúbicos / 1.48 pies cúbicos / saco = 301.3 sacos = 301.3 sacos x 94 lbs / saco / 2205 lbs / toneladas métricas = 12.84 toneladas de cemento = 12.84 toneladas x 1.35 = 17.33 toneladas

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DRILLING SCHOOL Conociendo el número total de sacos de cemento requeridos, es ahora posible calcular las cantidades totales de aditivo requeridas y la cantidad de tanques de mezcla de fluido requeridas (incluyendo la asignación para cualquier espacio muerto). El desplazamiento de lodo para asegurar el tapón de limpieza El desplazamiento de lodo para asegurar el tapón de limpieza es simplemente el volumen de la tubería de perforación hasta el tapón de limpieza. Recuerde utilizar un ID promedio de la tubería de perforación (calibrando una cantidad de de juntas y tomando el ID promedio y hacer una asignación para el disturbio interno de la junta de la herramienta). No asuma que la capacidad de la tubería de perforación es igual a las tablas cotizadas. Esto es de igual importancia cuando se asientan tapones de cemento balanceados. Para este ejemplo una capacidad de DP de 0.0179 bbl/pies es asumida Volumen para asegurar el tapón de limpieza = 10,579 pies x 0.0179 bbl/pies = 189.4 bbl Para trabajos de cementación con “liner” la habilidad de observar a la tubería de perforación correr el aseguramiento del tapón de limpieza del “liner”, es una herramienta útil que permite el re-computo del volumen del desplazamiento total, en caso de ser requerido. El desplazamiento de lodo para bombear el tapón. El desplazamiento de lodo para bombear el tapón, es la capacidad del “liner” desde el tapón de limpieza hasta el cuello flotador. Volumen para golpear el tapón = (13,040 pies – 10,579 pies) x 0.0371 bbl/pies = 91.3 bbl Tiempo Requerido de Fraguado El tiempo de fraguado requerido es el tiempo total para mezclar, bombear y desplazar la lechada, Algunas veces es requerido asumir, pero siempre es útil realizar esta revisión y compararla contra el tiempo de fraguado determinado en las pruebas de laboratorio. En caso de que exista tiempo de fraguado insuficiente o excesivo, entonces una nueva formulación de lechada es requerida. Asumiendo lo siguiente: Velocidad de mezcla de lechada de 3 barriles por minuto. Velocidad de desplazamiento de 8 barriles por minuto. Tiempo de contingencia de 30 minutos (permitiendo la presencia de fallas, problemas con el equipo) Tiempo de Fraguado Requerido

= Volumen Total de Lechada dividido entre 3 + Volumen Total de Desplazamiento dividido entre 8 + 30

minutos = (79.41 / 3) + [(189.4 + 91.3) / 8] + 30 = 92 minutos La velocidad de mezclado de la lechada debe ser determinada para la unidad de cementación en uso y la velocidad de desplazamiento debe ser modificada de acuerdo al tiempo estimado de desplazamiento calculado, para asegurar la óptima eficiencia del desplazamiento. Una velocidad mínima debe ser determinada en caso de que se encuentren perdidas y la velocidad de desplazamiento es reducida.

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DRILLING SCHOOL 12.2 EQUACIONES Y CONVERSIONES UTILES Pies Cúbicos Galones Gallones Barriles por Pie Lineal Pies Cúbicos por Pie Lineal Donde D d 1 saco de cemento 1 saco de cemento

= Barriles x 5.6146 = Pies Cúbicos x 7.4805 = Barriles x 42 = (D2 – d2) x 0.0009714 = (D2 – d2) x 0.005454 = diámetro del hueco o diámetro interno de la tubería de revestimiento más larga, en pulgadas = diámetro exterior de la tubería de revestimiento o del “liner que se esta cementando, en pulgadas. = 94 lbs = 1 pie cúbico

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Introducción al Equipo de Perforación El Sistema de Prevención de Reventones


3. 5. 0. Influjos y Reventones Un reventón es un flujo incontrolado de fluidos de formación en la superficie. Un Reventón generalmente comienza como un "Influjo”, que es una intrusión de fluidos de formación al pozo. Si la cuadrilla no maneja el influjo inmediatamente, este se puede convertir en un Reventón.

Para evitar que un “Influjo” se convierta en un reventón, si utiliza un sistema de válvulas preventoras o BOP’s. Los preventores tienen dos funciones principales:

1. Sellar el pozo cuando ocurre un “Influjo”. 2. Mantener suficiente contrapresión en el pozo para evitar que se siga introduciendo fluido de formación mientras se realizan las medidas para devolver al pozo a una condición balanceada

Controlando los influjos de fluido de formación: Si el influjo de fluido de formación es pequeño, se puede manejar desviando los fluidos de perforación por el equipo de acondicionamiento, para ayudar a sacar los gases atrapados más rápidamente. Si el influjo de fluido de formación es severo, se emplean los preventores. A esta acción se le conoce como “Cerrar el Pozo”. El múltiple de estrangulación se utiliza para regular la contrapresión impuesta sobre el anular limitando la salida de fluido del pozo además de prevenir que se presente



otro influjo en el fondo. Una vez que el influjo ha sido detenido, se bombea fluido de perforación pesado previniendo la entrada de otro influjo y devolviendo el control del pozo.

Prevención y Control de Reventones: La mayor manera de prevenir la ocurrencia de un Reventón es utilizar un fluido de perforación con peso y densidad adecuados para que ejerza suficiente presión hidrostática contra las paredes del pozo. Esto previene la entrada de fluidos de formación (Influjo) al pozo.

Influjo: Cuando entra al pozo gran cantidad de fluido de formación bajo alta presión y comienza a ascender hacia la superficie, se le llama “influjo”. Existen varias señales superficiales que indican cuando ocurre un influjo dentro del pozo: •

Cambio inesperado de la tasa de penetración y disminución de la presión de circulación.

•

El indicador de flujo muestra un incremento inesperado

•

El indicador de volumen de presas aumenta rápidamente.

LOS PUNTOS MENCIONADOS ARRIBA SON INDICADORES QUE HA OCURRIDO UN INFLUJO, SI SE DEJA SIN CONTROLAR PUEDE CONVERTIRSE EN UN REVENTÓN.



Un Reventón: Un Reventón es una erupción incontrolada de fluido (petróleo, gas o agua) bajo alta presión desde una formación sub-superficial que entra al pozo y desplaza todo el fluido de perforación.

En la perforación la ocurrencia de un reventón es un desastre. Se ponen en peligro vidas y pueden ocurrir daños severos al equipo de perforación y medio ambiente.

3. 5. 1. Descripción del Sistema de Prevención del Reventón: El sistema de prevención de reventones en un equipo de perforación es un sistema de control de presión diseñado específicamente para controlar un “Influjo” El sistema consiste de cuatro componentes: 1. 2. 3. 4.

El arreglo de Preventores El Acumulador El múltiple de estrangulación La línea de matar


3. 5. 2. El Arreglo de Preventores:

El Arreglo de Preventores se encuentra sobre el cabezal del pozo bajo la mesa rotaria. El arreglo de Preventores es un ensamblaje que puede incluir lo siguiente: • • • • •

Preventor Anular Preventor de Arietes de Tubería Carretel de Perforación Preventor Ciego o de Corte Cabezal del Pozo

El arreglo de Preventores puede tener varias configuraciones dependiendo de los problemas potenciales que se anticipa puedan ocurrir durante la perforación.




3. 5. 2. 1.El Preventor Anular

El Preventor Anular se coloca en la parte superior del arreglo de preventores. Tiene un empaque de goma reforzado con acero que se cierra para sellar alrededor de tubería de perforación, lastrabarrenas, la barra Kelly o aún sin tubería en el hoyo. Este empaque es de material elástico, con forma de rosquilla o “dona”, con refuerzo interno en acero flexible. La extrusión del empaque en el hueco se logra mediante un movimiento ascendente del pistón que es activado hidráulicamente. El elastómero está diseñado para sellar en tubería de cualquier tamaño y forma y aún en el hueco abierto, sin tubería en el pozo. Los preventores anulares emplean un empaque reforzado de goma sintética que tapa el pozo para realizar el cierre. En la posición abierta, el diámetro interno del empaque es igual al del pasaje interno del preventor (bore). Los preventores Anulares tienen la capacidad de cerrar sobre cualquier forma o diámetro de herramienta que se encuentre en el hoyo. Pueden cerrar sobre un Kelly hexagonal o cuadrado y también permiten la rotación lenta de la TP mientras esta bajo presión.



3. 5. 2. 2. El Preventor de Arietes

1 2 3

7 8 9

4

Sello de la Tapa Compuerta Puerto para Fluido Hidráulico Ensamblaje del ariete

Ensamblaje del ariete Cilindro de Operación Carcaza del tornillo de cierre 10 Tornillo de Cierre

5

Aros de sello

6

Brida Inferior

11 Tornillo (s) de la compuerta 12 Rosca para gancho de sujeción

13 Pistón de Operación 14 15 Pistón de cambio del ariete 16 Cilindro para cambio del ariete 17 Brida intermedia 18 Agujero de desahogo (lagrimal)

Los Preventores de Ariete cierran el espacio anular alrededor de una tubería de perforación moviendo los arietes desde la posición abierta hasta una posición cerrada abrazando radialmente la tubería. Los arietes operan en pares (con forma de media luna o de cara plana) y sellan el espacio por debajo de ellos cuando son cerrados. Los arietes de tubería tienen una forma que coincide con la de la tubería para la cual fueron diseñados. Los preventores de ariete cierran solamente en tamaños específicos de tubería de perforación, de producción, de revestimiento o sobre el agujero descubierto si son de cara plana.



Tipos de Arietes

•

•

Arietes de Tubería: Los arietes de tubería estándar se han diseñado para centralizar y lograr

un sello de empaque alrededor de un tamaño específico de tubería de perforación ó de revestimiento.

Arietes Variables: Los arietes de diámetro interior variable son diseñados para sellar en un

rango de tamaños de tubería.

•

Arietes de Corte: Los Arietes de corte están diseñados para cortar la tubería (en el cuerpo del

•

Arietes Ciegos: Los arietes ciegos son diseñados para sellar un hueco abierto, cuando no hay

tubo; no en el acople) y proveer sello sobre un hueco abierto remanente. tubería dentro del pozo.



3. 5. 2. 3. Carretel de Perforación: El Carretel de Perforación es un espaciador cilíndrico en acero de pared fuerte con conexiones de brida o de grapa arriba y abajo que se coloca entre los preventores para separar los componentes o para proveer la conexión de las líneas de estrangulación y de matar desde y hacia el conjunto de preventoras, respectivamente.

3. 5. 2. 4. Cabezal del Pozo El cabezal del pozo esta colocado sobre el tope del revestidor y sobre el cual se monta el arreglo de preventores. Para evitar que la tubería de perforación o la kelly dañen el cabezal cuando rotan, se coloca un buje de desgaste a través del mismo durante las actividades de perforación.

3. 5. 3. El Múltiple de Estrangulación

El múltiple de perforación es un conjunto de válvulas y tuberías de alta presión con varias salidas controladas de forma manual o automática. Esta conectado al arreglo de preventores a través de la línea de estrangulación.



Cuando se activa el estrangulador ayuda a mantener suficiente contrapresión en el pozo para prevenir que se produzca otro influjo. El fluido de perforación puede ser desviado desde el arreglo de preventores hasta el múltiple de estrangulación que lo restringe y dirige a las presas o el separador gas-lodo.

3. 5. 4. La Línea de Matar: La línea de matar se conecta al arreglo de preventores en el carretel de perforación, generalmente del lado opuesto a la línea de estrangulación. El fluido de matar el pozo puede ser bombeado en ocasiones por esta línea hasta restaurar el balance del pozo. Si se presentan pérdidas se bombea fluido a través de la línea de matar sólo para mantener el pozo lleno.

Línea de Matar

Carrete de Perforación



3. 5. 5. El Acumulador Las dos funciones principales del acumulador son almacenar fluido hidráulico bajo presión y activar todas las funciones del arreglo de preventores. La razón para almacenar fluido bajo presión es que en caso de un incidente mayor donde se corte el suministro de energía del equipo, el pozo pueda ser asegurado operando los preventores requeridos. El acumulador se puede activar desde el panel de control remoto en el piso de perforación o en la unidad misma en caso que la cuadrilla tenga que evacuar el piso de perforación. El suministro de energía para el acumulador es:

Eléctrico – Bombas Triples con arranque automático (prende a 2700 psi y se apaga a 3000 psi). Neumático – 2 bombas operadas con aire alimentadas por el sistema de aire del equipo. (120 psi) Las líneas de succión de la bomba triple y la bomba de aire esta conectada a un reservorio lleno de fluido hidráulico o una mezcla de agua dulce con algún anticongelante y anticorrosivo. Cada botella tiene una capacidad de 10 galones y contiene una membrana elástica que se precarga con 1000 psi de Nitrógeno. Las botellas acumulan presión a 3000 psi que es la presión del acumulador. Cuando se activa una función el fluido pasa por un regulador y reduce la presión a 1500 psi en el múltiple para operarar los preventores de ariete y la válvula hidráulica a control remoto unicamente. El fluido para hacer funcionar el preventor anular proviene de una línea separada y un regulador que opera en un rango de presión entre 600 a 1200 psi. El preventor anular se puede operar desde presiones por debajo de 600 psi hasta un máximo de 1500 psi, dependiendo del tamaño y tipo de tubular en el hoyo y el estado del elemento sellante. Se coloca una válvula By-pass en la línea del múltiple. En condiciones normales se encuentra en la posición de baja presión (1500 psi). Si se requiere utilizar los arietes de corte se puede colocar el by-pass en la posición de alta presión (3000psi). Esto permite que el múltiple reciba la presión completa del acumulador. El número de botellas requerido va a depender del número de funciones del arreglo de preventores. Si hay una perdida de energía en el equipo todas las funciones se deben poder CERRAR, ABRIR, CERRAR sin que la presión restante caiga por debajo de 1200 psi. (200 psi por encima de la precarga).



Esta operación se puede realizar al comienzo de cada pozo, con todas las líneas de aire desconectadas como una prueba de eficiencia. El tiempo y volumen requerido para cada función se registrara.





Partes de un Acumulador típico 1. Suministro de aire: La presión normal de suministro de aire es de 125 psi. Una presión de aire más alta puede requerir un regulador de aire para las bombas neumáticas

2. Lubricador de aire: Ubicado en la línea de entrada de aire a las bombas neumáticas para retirarle la humedad

3. Válvula de derivación (“By-Pass”) Al interruptor automático de presión hidroneumática. Cuando se necesitan presiones mayores de los 3000 psi, abrir esta válvula. En las demás ocasiones, se debe mantener cerrada

4. Interruptor automático de presión hidroneumática: El interruptor de las presiones se programa a 2900 psi (parada) cuando se utilizan bombas neumáticas y eléctricas. De lo contrario se programa a 3000 psi cuando es solo para bombas neumáticas. Control de tensión de resorte ajustable

5. Válvula de corte de aire: Operadas manualmente para cortar el suministro de aire a las bombas hidráulicas operadas con aire.

6. Bombas hidráulicas operadas con aire: La presión normal de operación es de 125 psi

7. Válvula de corte de succión Operada manualmente. Normalmente abierta. Una para cada línea de succión neumática en la bomba hidráulica.

8. Filtro de succión Una para cada línea de succión neumática. Tiene una malla removible.



9. Válvula Cheque Una para cada línea de salida de la bomba hidráulica operada con aire

10. Bombas triplex o duplex accionadas con motor eléctrico. 11. Interruptor automático de presión hidroeléctrica El interruptor se programa a 3000 psi para la presión de salida a 250 psi presión diferencial de entrada. Ajustable

12. Arranque del motor eléctrico (automático) El automático inicia o detiene el motor eléctrico que mueve la bomba triplex. Funciona en combinación con el interruptor automático de presión y tiene un control (“overriding”) manual de encendido-apagado que se opera sin el control del interruptor.

13. Válvula de corte de la Línea de succión Operada manualmente, normalmente abierta. Ubicada en la línea de succión de la bomba triplex.

14. Filtro de succión Ubicado en la línea de succión de la bomba triplex.

15. Válvula cheque Ubicada en la línea de salida de la bomba triplex.

16. Válvula de cierre del acumulador Operada manualmente. Normalmente en posición abierta cuando la unidad está en operación. Cerrada cuando se está probando, transportando el equipo o cuando se aplica presión sobre 3,000 psi hacia los preventores

17. Acumuladores: Se debe revisar la pre-carga de nitrógeno en el sistema de acumuladores cada 30 días. La precarga de nitrógeno debe ser de 1,000 psi, más o menos 10%.



18. Válvula de alivio del acumulador: Alivio de la válvula programada a 3,000 psi.

19. Filtro de Fluido: Ubicado en el lado de entrada de las válvulas reductoras y reguladoras de presión.

20. Válvula reductora y reguladora de presión: Operada manualmente. Se ajusta a la presión continua de operación que se requiera en la BOP de ariete.

21. Cabezal de la válvula principal: 5,000 psi W.P., 2” todo soldado.

22. Válvulas de 4 vías: Con actuadores de cilindro de aire para operación remota desde los paneles de control. Mantener en modo de operación (Abierto o Cerrado) nunca en la posición del centro (neutro).

23. Válvula de desviación (“By-pass”): Con actuador de aire para operación remota desde los paneles de control. En posición Cerrada, suministra presión regulada sobre el cabezal de la válvula principal (21) y en posición Abierta, suministra presión total sobre ese cabezal. Mantener en posición Cerrada a no ser que se necesiten 3000 psi o más para operar los arietes de la BOP.

24. Válvula de alivio del múltiple: El alivio de la válvula se programa a 5,000 psi.

25. Válvula hidráulica de alivio: Operada manualmente. Normalmente cerrada. Esta válvula se debe mantener abierta durante la pre-carga de las botellas del acumulador.

26. Selector de unidad de panel: Válvula manual de 3 vías. Utilizada para aplicar presión de aire piloto a la válvula neumática para reducción y regulación de presión, bien desde el regulador en la unidad o desde el panel remoto.



27. Válvula neumática reductora y reguladora de presión Reduce la presión del acumulador hasta la requerida por la presión de operación de la BOP de anular. La presión se puede variar para las operaciones de forzamiento de tubería (“stripping”). No se debe exceder la máxima presión de operación recomendada para el preventor.

28. Manómetro de presión del acumulador 29. Manómetro de presión del múltiple. 30. Manómetro de presión del preventor anular. 31. Transmisor neumático de presión del acumulador. 32. Transmisor neumático del “múltiple” 33. Transmisor neumático de presión del preventor anular. 34. Filtro de aire: Ubicado en la línea de entrada a los reguladores de aire.

35. Regulador de aire para la válvula neumática reductora y reguladora de presión Operada por aire.

36. Regulador de aire para el transmisor neumático de presión de el preventor anular (33). 37. Regulador de aire para el transmisor neumático de presión del Acumulador (31). 38. Regulador de aire para el transmisor neumático de presión del múltiple. Los controles del regulador de aire para el transmisor neumático esta normalmente colocado a 15 psi. Se debe incrementar o reducir la presión del aire para calibrar el medidor de presión en el panel para ajustarlo a la presión medida en la unidad.

39. Caja de Conexión Neumática : Para conectar las líneas de aire de la unidad a las líneas de aire que vienen del panel de control remoto en forma de haz de mangueras neumáticas (conjunto de líneas de aire).



40. Válvula de cheque para prueba del equipo. 41. Puerto de llenado de fluido hidráulico 42. Tapón de inspección. 43. Válvula de aislamiento de la salida para la prueba del equipo de perforación. Alta presión, operada manualmente. Se cierra durante la prueba del equipo de perforación y se abre una vez terminada la prueba.

44. Válvula de alivio para prueba del equipo: Válvula ajustada para realizar el alivio a los 6500 psi.

45. Medidor de presión de prueba del equipo de perforación 46. (a) Salida del patín del equipo 46. (b) Válvulas de aislamiento del cabezal de válvulas: Operada manualmente. Se debe cerrar la válvula de aislamiento del cabezal y abrir la válvula de aislamiento cuando se mueve el equipo. Invertir la posición de las válvulas durante las operaciones normales de perforación.

47. Válvula de alivio para prueba del equipo Válvula ajustada para aliviar a los 3,500 psi.

48. Medidor de presión del patín 49. Válvula de aislamiento del banco de acumuladores Operada manualmente. Normalmente abierta.

50. Salida del patín del equipo 51. Salida del patín del equipo 52. Conexión eléctrica 53. Puerto de prueba

Introducción al Equipo de Perforación Perforación


4. 1. 0. Operaciones de Perforación Algunas operaciones de perforación y precauciones a tomar durante la perforación, están explicadas a continuación.

4. 1.1. Rotura de Formación con Barrena Los procedimientos de rotura de formación son extremadamente importantes para las barrenas de conos y vitales para las barrenas de cortadores fijos. Las barrenas nuevas se pueden dañar fácilmente con una arrancada inapropiada y esto reducirá la vida de la barrena, en muchas ocasiones a antes de que algunos metros sean perforados. Procedimientos generales para todo tipo de barrenas, incluyen: 1. A unos cuantos metros antes de llegar al fondo comience a bombear y rote la barrena (a una media de la velocidad rpm rotaria en-fondo) y baje la barrena lentamente. No utilice más de 500 lbs. de peso por pulgada de diámetro de barrena. Un incremento en el peso y en el torque indica que el fondo ha sido alcanzado. Una barrena de cortadores fijos (pata de cuervo) “crowfoot” mostrará además un incremento en la presión de bombeo. 2. Levante la barrena aproximadamente unos 6 a 12 pulgadas del fondo mientras rota y circula por cinco minutos para lavar cualquier relleno o desecho. Vuelva al fondo y comience a perforar con no más de 500 lbs. de peso por pulgada de diámetro de barrena. La barrena usualmente perfora inmediatamente. 3. En caso de que la barrena no perfore inmediatamente, sea paciente ya que una rotura de formación apropiada es importante. Solamente incremente el peso por encima del valor de 500 libras, en caso de que no sea suficiente para vencer la fuerza de formación. Los pesos de la rotura de formación con barrena no deben ser utilizados más allá de la perforación de uno a dos pies de agujero nuevo, ya que el peso es utilizado para deshacerse del esquema del agujero viejo y para establecer un nuevo esquema. El esquema de fondo que permanece de la barrena anterior, rara vez encaja en el perfil de la barrena que va a entrar al agujero. Esto se debe a que la barrena anterior tenía su propio perfil particular y que será llevada de forma única. Inclusive si la barrena que sigue es del mismo tipo o modelo, el esquema de fondo será diferente entre la barrena nueva y la barrena anterior. La barrena nueva debe primero perforar el esquema viejo y establecer su propio esquema antes de que pueda comenzar a estar completamente optimizada.



Procedimientos incorrectos de rotura de formación muchas veces conllevan a severos niveles de vibración, resultando de niveles bajos de peso aplicados a la barrena. Al monitorear todos los niveles de eventos de eje y de torsión, se puede evitar el daño prematuro de la barrena. Igualmente, muchas veces también comenzaran vibraciones laterales cuando la barrena es colocada en el fondo, sin importar el tipo de barrena. Utilizando los procedimientos de rotura de formación correctos puede reducir el giro de la barrena. La manera mas efectiva de evitar que comience el giro de la barrena, particularmente después de una conexión, es siguiendo las siguientes instrucciones. 1. Coloque el RPM a una media de la velocidad de objetivo en fondo. 2. Vuelva a colocar la barrena en el fondo. Incrementando lentamente el WOB a su valor objetivo. Se deberá tener cuidado cuando se incremente el WOB para asegurar que la barra de cuñas no es iniciada antes de incrementar el RPM. 3. Incremente la rotación al valor objetivo en fondo.

4. 1. 2. Embolamiento de Fondo La condición conocida como embolamiento de fondo ocurre cuando se realizan altas presiones de fondo y altas presiones de sobre-balance. Esta condición solo ocurre con lodos de perforación noinhibidores. La disminución de la velocidad ROP (1-5m/hr), perforación baja de torque y perdida de respuesta a los cambios de parámetro de perforación, identifican el embolamiento de fondo. También es usual que las barrenas sean sacadas fuera del agujero con una vestidura mínima de estructura de recortes, cuando ocurre el embolamiento de fondo. Es importante controlar el WOB aplicado para minimizar la posibilidad de embolamiento global. Si se aplica demasiado WOB, el embolamiento global de la barrena, puede ocurrir. Esto será más probable de ocurrir en formaciones basadas en lutitas de fuerza baja.

4. 1. 3. Cambio Negativo en la Tasa de Perforación Los cambios negativos en la tasa de perforación podrían ser encontrados cuando se perfora a través de secciones intercaladas con fuerzas de formación variantes. Cuando se encuentran cambios negativos en tasa de perforación, pare la perforación, levante fuera del fondo y elimine cualquier torque de perforación residual. Regrese a perforar con el mismo proceso utilizado para el inicio de la barrena. Cuando el perfil de la barrena se establezca, reasuma los parámetros óptimos de perforación para maximizar el ROP.

4. 1. 4. Perforando Areniscas Abrasivas



Cuando se perforan areniscas abrasivas, los parámetros de perforación deberán ser ajustados para minimizar el potencial abrasivo del ambiente de perforación. Se deberá reducir la velocidad de la barrena a la velocidad mínima posible sin inducir vibración de torsión. Esto se puede monitorear, manteniendo un torque de perforación firme. E WOB aplicado deberá incrementarse; una vez mas se deberá tener cuidado de no iniciar vibración de torsión. Si después de incrementar el WOB, el torque de perforación comienza a oscilar, reduzca el WOB gradualmente hasta lograrse un torque firme. El HIS de barrena debe ser maximizado a través de formaciones abrasivas y si es posible, maximice la velocidad de flujo al máximo permisible de presión de bombeo.

4. 1. 5. Indicadores de Superficie Una vez que la velocidad de perforación ha sido optimizada y la perforación ha comenzado, existen muchas otras variables que deben ser monitoreadas para asegurar que esta velocidad de perforación se mantiene optimizada y los problemas están siendo evitados. Usualmente, los cambios en la velocidad de perforación y los problemas de perforación aparecerán en varios indicadores de superficie, y el cruce de referencias determinara la causa. Los dos parámetros de perforación más importantes, WOB y RPM, deberán ser monitoreados constantemente. Su interacción con los siguientes indicadores debe ser registrada.

4. 1. 5. 1. Torque El torque es usualmente medido en pies-libras. Cuando se utilizan Equipos de perforación de diesel o SCR, el torque es medido en amperios (amps), que es el monto de potencia eléctrica requerida por los motores para rotar la sarta de perforación. Este torque proviene de la interacción del agujero y la barrena, BHA y Tubería de Perforación. Si los parámetros de perforación se mantienen constantes, el torque debería mantenerse uniforme sin grandes variaciones a través de cada uno de los tipos de formación.

Torque Irregular Cambios del (de los) valor (valores) promedio, podrían indicar: - Formaciones intercaladas - Estabilizadores colgados - Ojos de llave o Patas de Perro - WOB excesivo - La barrena esta por debajo de la medición - Desechos en el agujero



Un incremento de torque podría ser debido a: -

Aplicación más alta de WOB Sensitividad de RPM Incremento de ROP Cambios en la formación Incremento de la inclinación del agujero Incremento de enjarre La barrena esta por debajo de la medición

La disminución en torque podría ser debido a: -

Cambios en la formación Corriendo con un protector de tubería descubierto Cortando el desgaste de la estructura / derrumbamiento RPM incrementado, WOB reducido - Disminución de la inclinación del agujero - Disminución del enjarre - Embolamiento de barrena

4. 1. 5. 2. Presión de Bomba La presión de bombeo es medida en libras por pulgada cuadrada (psi), siendo las lecturas tomadas en las bombas de lodo o tubo vertical. Presión de bombeo constante debería ser una norma, una vez que la presión recomendada, es alcanzada. Presión Irregular de Bombeo Los cambios desde los valores recomendados, podrían ser: - Relacionados a la formación o la ingeniería Los incrementos en la presión de bombeo podrían indicar: - El espacio anular se esta empacando / embolamiento de los estabilizadores - La barrena esta embolando globalmente - Limpieza inadecuada de agujero - Un pasadizo de fluido taponado o una tobera taponada - Un motor PDM esta trabajando a un valor de torque mayor - Cambios en la teología del lodo Disminución en la presión de bombeo podría indicar:

Introducción al Equipo de Perforación Perforación -


Un deslave en la sarta de perforación Toberas perdidas Perdida de circulación Fluido de perforación aireado

4. 1. 5. 3. Emboladas de la Bomba Un número establecido de emboladas por minuto es necesario para circular el fluido de perforación a una velocidad de flujo y presión, predeterminados. Con la presión de bombeo en una constante, las variaciones en la velocidad de emboladas de bombeo, pueden indicar problemas. Incremento de emboladas de bombeo, podría indicar: - Un deslave - Perdida de circulación - Fluido de perforación aireado Una disminución de emboladas de bombeo, podría indicar - Una restricción del espacio anular (empacar) - Una tobera taponada - Betuna barrena embolada

4. 1. 6. Prueba de Perforabilidad Una prueba de perforación es diseñada para determinar el WOB y el RPM mas apropiado para perforar una sección del agujero, utilizando información sobre la habilidad de perforación en formación, tipo de barrena, y consideraciones de velocidad de perforación. Esta prueba es un proceso paso-a-paso, alterando los parámetros de perforación para lograr la velocidad máxima de perforación. La prueba debería ser realizada después de que sea establecido un esquema de fondo y se haya encontrado que no se espera que la formación cambie, en algún tiempo. La prueba es realizada de forma pasiva y es utilizada para definir una velocidad rotaria fija y el rango de peso-en-barrena. Para optimizar el rango de WOB, una prueba activa de perforación puede ser realizada. En ambas pruebas perforación, la pasiva y la activa, se deberán monitorear los niveles de vibración. No es recomendable usar una combinación RPM/WOB que produce niveles altos de vibración, así como también un alto ROP, ya que esta combinación podría resultar en una falla prematura de la barrena de perforación o los componentes de la sarta de perforación.

4. 1. 6. 1. Prueba de Perforabilidad Pasiva 1. Comience con RPM moderado y un WOB máximo y cierre la manilla de freno.\



2. Permita que el peso de la barrena perfore por medio de un incremento predeterminado y registre el tiempo tomado para perforar el incremento de WOB. 3. Continúe monitoreando el tiempo para cada reducción de incremento de peso hasta que la velocidad de perforación este demasiado lenta. 4. Seleccione el incremento de peso que requiera el espacio menor de tiempo para perforar. 5. Repita este procedimiento a diferentes velocidades rotativas para determinar el RPM óptimo.

4. 1. 6. 2. Prueba de Perforabilidad Activa Utilizando el RPM y el WOB de las pruebas pasivas de perforación de sacado, la prueba active es utilizada para determinar los valores específicos para la mayor velocidad de perforación. Coloque el RPM al mejor valor de la prueba pasiva de perforación de sacado y por cada pequeño incremento de peso dentro del rango optimo del WOB, registre la velocidad de perforación por cinco minutos. Esto refinara y optimizara el WOB aplicado. Por ejemplo: 1. Comience por seleccionar un WOB de rango medio y modere el RPM. 2. Mantenga el RPM y el WOB por cinco minutos y registrar la velocidad de perforación. 3. Incremente el WOB y repita los pasos 1 y 2. Entonces disminuya el WOB y repita los pasos 1 y 2. 4. Determine las dos velocidades de perforación más rápidas y seleccione un WOB entre dos velocidades de perforación. 5. Utilizando el WOB seleccionado, varíe la velocidad rotaria como se indica en los puntos 1 y 2, registrando la velocidad de perforación para cada periodo. 6. Seleccione el RPM entre las dos mejores velocidades de perforación. Una vez que la perforación ha sido optimizada, el peso en barrena debe ser mantenido. Se deberá dar peso continuo a la barrena. El acercamiento de afloje/perforación, debe ser evitado, ya que esto contribuiría a vibraciones de torsión, llevándonos a barrena prematura y falla/desgaste y ROP disminuido. Se pueden realizar pruebas activas de la perforación de sacado, independientemente de las pruebas pasivas.

Introducción al Equipo de Perforación Viaje

Sección 4. 2. Pág. 1 de 2 Abril 2004 Rev. 0.0

4. 1. 0. Procedimientos de Viaje mientras se Saca Fuera del Hoyo 1. Cuando se decide detener la perforación, se levanta la barrena del fondo y se baja la velocidad de la rotación. 2. El volumen del espacio anular es circulado (fondo arriba) hasta que el hoyo este limpio mientras que la sarta de perforación es reciprocada. 3. El peso del lodo “hacia adentro” y “hacia afuera” será revisado a través de la circulación. 4. La cuadrilla de perforación preparara los IBOP’s en el piso de perforación, es decir, apertura total de la válvula de seguridad y de la válvula “Gray”. 1. El tanque de viaje será llenado y se asegurara que el motor eléctrico esta trabajando correctamente. 2. Se preparara la hoja de viaje. 3. Se detendrá la circulación y se alineara el viaje y se circulara a través del hoyo. 4. Se realizara una revisión de flujo (15 minutos) con el Kelly o “Top Drive” aun conectado. 5. Después de la revisión de flujo, el Kelly o “Top Drive” serán desconectados. El viaje comienza y las primeras estaciones deberán ser sacadas despacio y podrían ser sacadas mientras están conectadas, en caso de que el equipo de perforación tenga un “top drive”. NOTA: El en agujero descubierto las estaciones son sacadas a una velocidad firme para así evitar o minimizar el efecto de suabeo creado por los estabilizadores, los cuales cargados con cortadores, reducirá significantemente el pasadizo entre las hojas y la pared del hoyo, y por lo tanto, tenderán a trabajar como pistones, vaciando el fondo del hoyo, llevando a una caída de la presión hidrostática y posiblemente, permitiendo al fluido de formación la entrada al agujero. Por esta razón, el nivel del tanque de viaje será revisado inicialmente, en cada estación. En caso de que se note un fenómeno de suabeo, la prioridad será volver al fondo y recircular, a menos que estemos en una situación de control de pozos. Se requerirá extrema atención y vigilancia.

CADA VEZ QUE EL TANQUE DE VIAJE NECESITE SER RELLENADO (O VACIADO), EL PROCESO DE VIAJE DEBERIA SER PARADO PARA MANTENER EL CONTROL DE LOS VOLUMENES.

Introducción al Equipo de Perforación Viaje


Cuando se alcance la zapata de la tubería de revestimiento, se realizara una revisión de flujo (15 minutos). Con el IBOP (Válvula “Kelly”) montada en la sarta. 12. Entonces, y con el “Kelly” o “Top Drive” conectado, se bombeara un bache. 13. Desconecte el “Kelly” o “Top Drive” y continúe sacando del agujero. 14. En la ultima estación de tubería de perforación o la tubería HWDP debajo de los BOP’s, se realizara una revisión de presión (15 minutos). 15. La cuadrilla preparara la combinación del IBOP. 16. El BHA será sacado a velocidad baja (debido al volumen incrementado de acero y las bajas capacidades del los motores eléctricos de algunos tanques de viaje). NOTA: En el levantamiento de sustitutos de acople utilizados para manejar las estaciones de lastra barrena, deberá ser hecho con sustitutos de acople con rosca, para así poder conectar el “top drive” en prevención de una situación de control de pozos. Se utilizaran dos mordazas cuando se conecten o desconecten conexiones para prevenir esfuerzo y doblamiento de la tubería de perforación en la mesa. Las tres revisiones de fluido realizadas en el fondo del agujero, en la zapata de la tubería de revestimiento, y antes de sacar el BHA fuera del agujero, son un estándar razonable de la política de contratistas de perforación. Su duración será de 15 minutos e incluso un poco mas, en algunos casos.

Introducción al Equipo de Perforación Tubería de Revestimiento 4. 3. 0. Funciones de la Tubería de Revestimiento 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Prevenir el desmoronamiento o erosión del agujero. Prevenir la contaminación entre zonas. Excluir el agua de las zonas de producción. Confinar la producción al agujero del pozo Proveer medios para controlar la presión del pozo Proveer una vía de flujo para los fluidos producidos Para permitir la instalación del equipo de levantamiento artificial.

4. 3. 1. Tipos de Tubería de Revestimiento 1. 2. 3. 4. 5.

Conductor Superficie Intermedia “Liner” Producción

4. 3. 1. 1. Conductor El conductor es una sarta corta de tubería que provee integridad de superficie y soporte de fondo para las operaciones de perforación. Puede ser corrido con un martillo o se perfora un agujero y entonces se corre el conductor y se cementa en el sitio.

4. 3. 1. 2. Tubería de Revestimiento de Superficie Las funciones de la tubería de revestimiento de superficie son: 1. Proteger las formaciones de agua fresca 2. Sellar las zonas débiles. 3. Proteger el pozo contra arremetidas 4. Proteger el pozo de desmoronamientos 5. Aplicar a las reglas y regulaciones estatales

4. 3. 1. 3. Intermedia

Conductor

Superficie

Intermedio

“Liner”

Producción


Introducción al Equipo de Perforación Tubería de Revestimiento


Las funciones principales de la tubería de revestimiento intermedia son: 1. Sellar las zonas débiles 2. Sella las formaciones de presión alta. 3. Previene la contaminación del fluido de perforación

4. 3. 1. 4. “Liner” Un “liner es una sarta abreviada o corta de tubería de revestimiento que se utiliza para revestir un agujero abierto debajo de una tubería de revestimiento existente. La tubería de revestimiento no vuelve al cabezal del pozo pero se cuelga en la parte baja de la última sarta de revestimiento. Su instalación es de menor costo y requiere un tiempo relativamente corto para ser corrido en el agujero.

4. 3. 1. 5. Producción A veces llamada la sarta de petróleo o sarta larga y es muchas veces la sarta mas pesada en el pozo. La tubería de revestimiento de producción separa al reservorio o “zona de producción” de todas las otras zonas y es el canal de la tubería y otros equipos de producción, hacia el petróleo y el gas.

4. 3. 2. Propiedades de la Tubería de Revestimiento Usualmente existen 5 propiedades de la tubería de revestimiento que necesitamos conocer cuando diseñamos cualquier tubería de revestimiento. Ellas son: 1. 2. 3. 4. 5.

Rango Tamaño Peso Conexión y tipo de rosca Grado



4. 3. 2. 1. Rango: La Tubería de Revestimiento es manufacturada bajo las recomendaciones de API y viene en tres rangos de longitud. Rango 1 2 3

Longitud en pies 16-25 25-34 34-48

La longitud más común es un rango 3 y una longitud de junta promedio es aproximadamente 40 pies. Longitudes pequeñas de tubo son conocidas como “tubos cortos”.

4. 3. 2. 2. Tamaño La Tubería de Revestimiento esta disponible en muchos tamaños que van desde 4 ½” hasta 36”. Dependiendo del tipo y profundidad del pozo, se elegirá el tamaño de la tubería de revestimiento.

4. 3. 2. 3. Peso de la Tubería de Revestimiento La Tubería de Revestimiento esta disponible en muchos pesos para cada grado o tamaño de la misma tubería de revestimiento. Mientras mas grueso sea el grosor de la pared mas pesada será la tubería de revestimiento.

4. 3. 2. 4. Roscas y Acoples Según las recomendaciones de API, la tubería de revestimiento es roscada en cada lado y suministrada con acoples.

Caja de Tubería de Revestimiento

“Pin” de Tubería de Revestimiento

Existen muchos tipos distintos de roscas disponibles para las diferentes aplicaciones y fuerzas. El acople es usualmente apretado con ayuda mecánica a la tubería de revestimiento al ser



manufacturada. Apretado manejable es definido como suficientemente apretado para que una llave tenga que ser utilizada para remover el cople para limpieza e inspección.

4. 3. 2. 5. Grado de Tubería de Revestimiento Las tuberías de revestimiento están diseñadas para soportar 3 fuerzas principales: 1. Tensión es la fuerza que hala hacia abajo debido a la fuerza de la sarta. 2. La presión de colapso es la presión externa que causara la ruptura o desmoronamiento de la tubería de revestimiento. El problema es menor en la superficie y mayor en el fondo del agujero, y es importante al momento de elegir la tubería de revestimiento. 3. La presión de ruptura es aquella donde los esfuerzos causados por la presión interna producen la ruptura y separación de la tubería de revestimiento. El peor escenario ocurre en el tope de la sarta. El tipo de acero utilizado para la fabricación de la tubería de revestimiento determina el grado y por lo tanto la fuerza. De modo que cuando se ordenen las juntas de la tubería de perforación, todas las siguientes 5 propiedades de la tubería de revestimiento necesitan ser cubiertas: Por ejemplo:

7”

Tamaño (DIA)

Rango 3

Long. (40pies)

32ppf Peso

LTC

Tipo de Cople

N80 Grado



4. 3. 3. Accesorios para Tubería de Revestimiento 4. 3. 3. 1. Zapata Guía

Zapata Guía

Zapata Flotante

Utilizados para guiar la tubería de revestimiento alrededor de las obstrucciones o lejos de los bordes en el agujero. Algunos están abiertos internamente y algunos están provistos de una válvula de retención de una sola vía o flotante. Esto permite que el fluido sea bombeado a través de la tubería de revestimiento, pero nada puede entrar a la tubería de revestimiento desde el fondo.

4. 3. 3. 2. Zapata de Llenado Automático y Flotante

Controla el volumen del fluido que entra al fondo de la tubería de revestimiento. Reducirá las oleadas de presión y reducirá la posibilidad de perdida de circulación.

4. 3. 3. 3. Centralizadores Los centralizadores son colocados en el exterior de la tubería de revestimiento, ya sea cuando las juntas están en la cubierta o antes de correr las juntas en el agujero. Ellos centralizaran la tubería de revestimiento en ambos, el agujero descubierto y secciones en las que se corrió tubería de revestimiento con anterioridad.

Los centralizadores de la tubería de revestimiento tienen dos funciones principales:



1. Asegurar una distribución uniforme del cemento alrededor de la tubería. 2. Obtener un sellado complete entre la tubería de revestimiento y la formación.

4. 3. 3. 4. Raspadores

Diferentes tipos de raspadores Los raspadores de la tubería de revestimiento son utilizados para asistir, proveyendo una buena unificación del cemento con la formación. Una vez que la tubería de revestimiento es corrida en el hueco, los raspadores son colocados en el exterior, similar a los centralizadores. Al momento que la tubería de revestimiento pasa por la sección del agujero descubierto los raspadores ayudan a remover parte del enjarre en la pared del hueco.



4. 3. 4. LISTA DE REVISION PARA PREPARACION DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO (EJEMPLO) DATE: _______________

REVIZADO

9 5/8 EQUIPO DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO. DESCRIPCION

EQUIPO DEL PISO DE PERFORACION 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

SI

NO

TAZON DE TR #2 CUNIAS MANUALES DE TR ELEVADORES DEL TIPO “SLX” ELEVADOR DE TRAMO SENCILLO ESLINGAS Y UNION GIRATORIA (SWIVEL) ELEVADOR VARCO O BJ 500T CUNIAS DE TR VARCO O BJ 500 T CABALLOS DE AIRE PARA OPERAR no 6 MORDAZA DE RESPLADO CON QUIJADA ESLINGA AJUSTABLE PARA MORDAZA ESLABONES DE ELEVADOR 2-7/8” 134” DE LARGO CUERDA DE SEGURIDAD PARA LA PUERTA EN V LINEA DE LLENADO PARA TRAMOS DE TR PROTECTORES DE GOMA CABLE PARA PROTECTOR DE ROSCA PELDANIOS PARA OPERADOR DE MORDAZA

EQUIPO HIDRAULICO 16 UNIDAD HIDRAULICA 17 MORDAZA HIDRAULICA DE TR 18 CABALLOS EQUIPOS VARIOS 19 20 21 22 23 24 25 26 27

CABEZAL CIRCULANTE CENTRALIZADORES, ANILLOS DE TOPE CLAVOS PARA CENTRALIZADORES TUBERIA PARA DOBLAR CLAVOS BARITA PARA LIMPIAR ROSCAS BROCHA DE ALAMBRE LIMPIA MUELLES BAKERLOK GRASA LUBRICANTE PARA TR NOTA: REVICE LA SENSACION ANTES DE UN TRABAJO CON TR. VACIO = 5/8” REVIZAR LAS BOMBAS DE LODO Y FILTROS DE SUCCION ANTES DE UN TRABAJO CON TR. NOMBRE Y FIRMA DEL PERFORADOR

NOTAS OBSERVACIONES



4. 3. 5. Preparación e Inspección antes de la Corrida. 4. 3. 5. 1. Inspección La tubería de revestimiento nueva debería ser entregada sin lesiones pero se sugiere que el usuario individual se familiarice con las prácticas de inspección especificadas en los estándares y empleadas por la respectiva compañía. El número de roscas entregadas a la localización deberán ser revisadas contra los papeles de embarque y la tarja de tubería de revestimiento, para listarlas.

4. 3. 5. 2. Protectores de Rosca Todas las tuberías de revestimiento, ya sean nuevas, usadas, o reacondicionadas, siempre deberán ser manejadas con los protectores de rosca colocados.

Las tuberías de revestimiento deberán ser manipuladas, en todo momento, sobre muelles o “racks” o sobre superficies de madera o metal, libres de rocas, arenas o sucio, que no sea el lodo de perforación normal. Cuando longitudes de la tubería de revestimiento son inadvertidamente arrastradas por el sucio, las roscas deberán ser vueltas a limpiar y se les deberá dar el servicio pertinente.

Introducción al Equipo de Perforación Tubería de Revestimiento 4. 3. 5. 3. Herramientas del Equipo de perforación Los elevadores de cuñas son recomendados para sartas largas. Ambos, el elevador y las cuñas deben estar limpios y afilados y deben caber apropiadamente. Las cuñas deberían ser extra largas para sartas de tubería de revestimiento pesadas. El elevador debe estar nivelado. Nota: Las marcas de cuñas y mordazas sobre el cuerpo del tubular son daños. Se deberán hacer todos los esfuerzos para mantener estos daños en un mínimo utilizando equipo apropiado y al día. Si se utiliza el elevador de tramos sencillos, la superficie debe ser cuidadosamente inspeccionada en busca de: 1. Carga desigual que puede producir un izamiento ladeado en los coples, con peligro de caerse. 2. distribución uniforme de la carga cuando se coloca sobre la cara contenedora de los coples. El elevador y las cuñas deben ser examinados y vigilados para ver que todos




bajen al mismo tiempo. Si bajan de manera desigual, existe el peligro de marcar la tubería o cortarla con las cuñas. Se debe tener cuidado particularmente al correr tuberías de revestimiento largas, para asegurar que el cople de cuña esta en buenas condiciones. Las mordazas deben ser examinadas en busca de deterioro en las pines-bisagra y bisagras de superficie. El anexo de la linea de respaldo al poste de respaldo debería ser correcto en caso de ser necesaria la nivelación con la mordaza el la posición de respaldo, para así evitar distribución desigual de la carga en las superficies de agarre de la tubería de revestimiento. La longitud de la linea de respaldo deberá ser tal que cause el mínimo esfuerzo de pandeo en la tubería de revestimiento para permitir un ataque complete de movimiento de las llaves.

4. 3. 6. Preparaciones antes de la corrida 4. 3. 6. 1. Preparaciones de roscas Las siguientes precauciones deberían ser tomadas en la preparación de las roscas de la tubería de revestimiento para el armado en la sarta completa de tubería de revestimiento. Inmediatamente antes de la corrida, remueva los protectores de rosca de ambos lados, campo y cople, y limpie completamente las roscas, repitiendo cada vez que nuevas líneas aparezcan. Inspeccione las roscas con cuidado. Aquellas que sean encontradas en mal estado deben ser separadas, a menos que haya disponible, medios satisfactorios para corregir el daño de las roscas. La longitud de cada pieza de tubería de revestimiento debería ser medida antes de la corrida. Una cinta métrica calibrada en pies decimales a los 0,01 pies más cercanos, deberá ser utilizada.



La medición debería ser hecha desde la cara extrema de los acoples o caja para posicionar en la punta externa con rosca en donde se detiene el cople o caja cuando la junta esta conectada con apretado hidráulico o de potencia. En juntas redondas con rosca, estas posiciones son hacia el plano de desaparición de la tubería; en tuberías de revestimiento con roscas engrasadas, esta posición es a la base de sello triangular de la tubería; y la linea extrema de tubería de revestimiento, hacia el hombro en la punta con rosca externa. El total de las longitudes individuales medidas, representara la longitud no cargada de la sarta de la tubería de revestimiento. La longitud bajo tensión dentro del agujero puede ser obtenida consultando los gráficos que son preparados para este propósito y que se encuentran disponibles en la mayoría de los manuales de tuberías. Revisar cada acople para su conexión. En caso de que la separación haya resultado anormalmente buena, revise el cople para su apretamiento. Apriete cualquier acople suelto después de limpiar completamente las roscas y aplicar grasa fresca sobre la completa superficie de las roscas, y antes de colocar la tubería en la torre de perforación o mástil. Antes de centrar, aplique generosamente grasa para roscas a todas las áreas con rosca, internas y externas. Es recomendable que se utilice grasa para roscas modificada a alta presión, excepto en casos especiales en donde se encuentren condiciones severas, en donde es recomendable utilizar grasa de silicona a alta presión. Coloque protector de rosca limpio en el extremo limado de la tubería, de modo que la rosca no sea dañada durante el rodado de la tubería en el muelle o “rack” de tuberías o durante la colocación dentro de la torre de perforación. Probablemente se necesitara que varios protectores de rosca sean limpiados y utilizados repetidamente, para esta operación. En caso de que se vaya a correr una sarta mixta, revise para determinar si la tubería de revestimiento adecuada estará disponible en el muelle o “rack” de tubería, cuando se vaya a requerir, de acuerdo al programa. Los conectores que son utilizados como un miembro tensor o de izamiento deberá tener revisada su capacidad de rosca con mucho cuidado, para asegurar que el conector puede soportar la carga de forma segura.



Se deberá tener cuidado al conectar una junta “pup” y conectores para asegurar que las roscas sean del mismo tamaño y tipo.

4. 3. 6. 2. Medición del Diámetro Interno de la Tubería Es recomendado que cada longitud de la tubería de revestimiento sea calibrada con mandriles en su longitud total, justo antes de ser corrida.

4. 3. 6. 3. Manejo desde el Muelle o “Rack” de Tubería hasta el Piso del Equipo de Perforación. Baje o ruede cada pieza de la tubería de perforación, con cuidado hacia la rampa, sin dejarlas caer. Evite golpear la tubería de perforación contra cualquier parte del mástil u otro equipo. Proveer una cuerda de amarre para mantener abierta la puerta en V (V-door).



Para sartas mezcladas y sin marcar, se deberá correr un calibrador ó conejo (“Jack Rabbit”) a través de cada longitud de la tubería de revestimiento, cuando es levantado de la rampa y halado al piso de la torre de perforación, para evitar correr longitudes más pesadas o una con un diámetro interior menor que el pedido para la sarta dentro de la tubería de revestimiento.

4. 3. 7. Corriendo la Tubería de Revestimiento 4. 3. 7. 1. Montaje No retire el protector de roscas del extremo de campo de la tubería de revestimiento hasta que este listo para centrar. En caso de ser necesario, aplique grasa sobre la superficie total de las roscas, justo antes de centrar. La brocha o utensilio para aplicar la grasa de roscas, deberá ser mantenido libre de materias externas y la grasa nunca debe ser adelgazada o diluida. En el montaje, baje la tubería de revestimiento con cuidado para evitar lesionar las roscas. Monte verticalmente, preferiblemente con la asistencia de alguien en la plataforma auxiliar. Si la tubería de revestimiento se tornea o pandea hacia un lado después de centrar, levante y límpiela y corrija cualquier rosca dañada con una lima de tres lados, entonces retire con cuidado cualquier relleno y vuelva a colocar grasa sobre la superficie de las roscas. Después de centrar, la tubería de revestimiento deberá ser rotada, muy despacio al principio, para asegurar que las roscas están se están acoplando correctamente y no se están enroscando de forma cruzada. Si la linea de enroscado es utilizada, debería quedar cerca del cople.

4. 3. 7. 2. Mordazas de Potencia para el Ajuste del Torque El uso de mordazas de potencia para armado de la tubería de revestimiento, hace deseable el establecimiento de los valores de torque recomendados para cada tamaño, peso y grado de tubería de revestimiento. Estudios y pruebas anteriores indicaron que los valores de torque son afectados por una gran numero de variables, como por ejemplo: variaciones en el ahusado, geometría de las roscas, terminado de la superficie, tipo de grasa para roscas largo de la rosca, peso y grado de la tubería, etc. Los valores mínimos listados de torque son de 75% de valores óptimos y los valores máximos listados son de 125% de valores óptimos. Todos los valores son redondeados a los 10 pies-libras más cercanos.



Estos valores deben ser considerados como una guía únicamente, debido a las grandes variaciones en los requisitos de torque que pueden existir para una conexión en específico. Debido a esto es esencial que el torque sea relacionado con la posición de conexión, como se señala a continuación: Cuando se comienza a correr tubería de revestimiento recibida de un fabricante, es aconsejable conectar suficientes tramos para determinar el torque necesario para el ajuste apropiado de la conexión. El torque mínimo no debe ser menos de 75% del óptimo seleccionado. El torque máximo no debe ser más del 125% del óptimo. La mordaza de poder deberá estar provista de un gaje de torque de confianza y de exactitud conocida. En las etapas iniciales del armado, se deberá observar cualquier irregularidad del armado o velocidad del armado, ya que esto podría ser un indicativo de roscas cruzadas, roscas sucias o dañadas u otras condiciones desfavorables. Continúe el armado observando ambos, el indicador del torque y la posición aproximada de la cara de los acoples con respecto a la última rosca visible. Los valores óptimos de torque mostradas en los tabuladores han sido elegidas para proveer un armado óptimo en condiciones normales y debe ser considerado como satisfactorio, asumiendo que la cara del cople es descargada con la ultima raspadura o entre dos vueltas de rosca o menos de la ultima raspadura. En caso de que varias roscas permanezcan expuestas al alcanzar el torque optimo, aplique torque o torsión adicional hasta el máximo de torsión. En caso de que la parada (distancie desde la cara del cople hasta la última raspadura) es mayor a las tres vueltas de rosca, cuando se llega al máximo torque, el tramo deberá ser tratado como un tramo cuestionable. Los valores de torque para el armado para conexiones engrasadas de roscas de tubería de revestimiento, deberán ser determinadas por medio de la observación cuidadosa de torque requerido para armar cada una de varias conexiones a la base del triangulo y entonces utilizar un valor de torque ya establecido y balance de armado de la tubería de ese peso y grado en particular, en la sarta.

4. 3. 7. 3. Mordazas Convencionales para el Torque de Ajuste Cuando son utilizadas las mordazas convencionales para armado de la tubería de revestimiento, apriete con mordazas para graduar apropiadamente el apretado. La tramo debe ser armado mas allá de la posición de apretado manual con al menos tres vueltas por tamaño de 4 ½ hasta 7 pulgadas, y con al menos 3 y ½ vueltas para tamaños de 7-5/8 de



pulgada o mayor, con excepción de la de 9-5/8 de pulgada y 10-3/4 de pulgada de grado P110 y de 20 pulgadas de grado J-55 y K-55, las cuales deberán ser conectadas con 4 vueltas mas allá de la posición de apretado manual. Cuando se utiliza una linea enroscadota, es necesario el comparar el apretado manual con el enroscado ligero. Para poder hacer esto, arme los primeros tramos hasta la posición de apretado manual, entonces regrese y enrosque los tramos hasta la posición de enroscado apretado. Compare las posiciones relativas de estos dos armados y utilice esta información para determinar cuando el tramo esta apretado hasta el numero recomendado de vueltas después del apretado manual.

4. 3. 7. 4 Torques de Ajuste Cuestionables Los tramos son cuestionables cuando su apretado apropiado deberá ser desenroscado y la tubería de revestimiento debe ser acostada para inspección y reparación. Cuando esto se ha hecho, los acoples deberán ser inspeccionados con cuidado, en busca de roscas dañadas. En caso de que la tubería de revestimiento tenga una tendencia a bambolearse indebidamente en su extremo superior mientras se está conectando, indica que la rosca podría no estar alineada con el eje de la tubería de revestimiento y se debe reducir la velocidad de rotación para prevenir el daño de las roscas. En caso de que el bamboleo persista a pesar de haber reducido la velocidad rotatoria, la tubería de revestimiento deberá ser acostada para inspección. Se debe dar seria consideración antes de utilizar una tubería de revestimiento como esta en una posición en la sarta, cuando se impone una carga pesada de tensión. Al conectar el tramo de campo es posible que el cople haga un ligero armado al final del molino. Esto no indica que el cople al final del Molino este demasiado flojo, pero simplemente, que el tramo de campo ha alcanzado el apretado con el cual el cople fue apretado al Molino.

4. 3. 7. 5. Bajando la Tubería de Revestimiento Las sartas de tubería de revestimiento deberán ser levantadas y bajadas con cuidado y requieren cuidado ejercitado al colocar las cuñas para evitar cargas de choque. Dejar caer una sarta, inclusive por una distancia corta podría soltar los coples al final de la sarta. Se deberá tener cuidado para prevenir el asentamiento de la tubería de revestimiento en el fondo, o por otro lado colocarlo en compresión, debido al peligro de pandeo, particularmente en la parte del pozo en donde ha ocurrido el agrandamiento del agujero. Las instrucciones definidas deberán estar disponibles y según el diseño de la sarta de tubería de revestimiento, incluyendo la localización apropiada de los distintos grados de acero, pesos de



tubería de revestimiento y tipos de tramos o juntas. Se deberá tener cuidado de correr la sarta en el orden exacto en que fue diseñada. En caso de que alguna de las longitudes no pueda ser claramente identificada, deberá ser apartada hasta que sea positivamente establecido su grado, peso y el tipo de tramo. Para facilitar la corrida y para asegurar que el cabezal hidrostático adecuado contenga presiones de reservorio, la tubería de revestimiento deberá ser periódicamente llenada con lodo, durante la corrida. Una serie de consideraciones determina la frecuencia con la que deba ser llevado a cabo el llenado: peso de la tubería dentro del agujero, peso del lodo, presión de reservorio, etc. En la mayoría de los casos debería ser suficiente el realizar el llenado cada 6-10 longitudes. El llenado infrecuente no deberá, bajo ninguna circunstancia, poner en riesgo el balance hidrostático de la presión de reservorio. El llenado debe ser realizado con el peso apropiado, utilizando una manguera convenientemente colocada y de tamaño adecuado para acelerar la operación de llenado. Una rápida apertura/cerrado de la válvula del tapón de la manguera de lodo, facilitara la operación y prevendrá el desborde. En caso de ser utilizada una manguera de goma es recomendable que la válvula de perdida-rápida sea montada en donde esta conectada la manguera a la linea de lodo, antes que montarla a la salida de la manguera. También es recomendable que se deje abierta por lo menos una conexión de descarga adicional, en el sistema de lodo, para prevenir el incremento excesivo de presión cuando sea cerrada la válvula de cerrado rápido, mientras que la bomba aun este corriendo. Un niple de cobre al final de la manguera de lodo puede ser utilizado para prevenir el daño de las roscas con cople, durante la operación de llenado. Nota: La práctica anterior de llenado de lodo, será innecesaria en caso de que se estén utilizando zapatas y coples de llenado automático.

4. 3. 7. 6 Procedimientos de Anclaje de la Tubería de Revestimiento Instrucciones definidas deberán ser provistas para la tensión de sarta apropiada y también en el procedimiento apropiado de anclaje, después de que el cemento este asentado. El propósito es evitar esfuerzos críticos o esfuerzos de tensión excesivos o peligrosos, en cualquier momento o durante la vida del pozo. Al alcanzar el procedimiento de tensión y anclaje apropiado, se deberá dar consideración a todos los factores como la temperatura y presión del pozo, la temperatura desarrollada debido a la hidratación del cemento, la temperatura del lodo y cambios de temperatura durante las operaciones de producción. El adecuamiento del factor original de seguridad de tensión de la sarta de acuerdo a las instrucciones de procedimientos en tierra diseñados (y esto probablemente aplique a una gran



mayoría de los pozos perforados), entonces el procedimiento deberá ser seguido para anclar la tubería de revestimiento en el cabezal de la tubería de revestimiento, en la posición exacta en la cual estaba guindada cuando el tapón de cemento llego a su punto mas bajo o “como fue cementado”.

4. 3. 8. Causas de Problemas con la Tubería de Revestimiento Generales Las causas más comunes de problemas con la tubería de revestimiento, como siguen: 1. Selección inadecuada de la profundidad y presiones encontradas. 2. Inspección insuficiente de cada longitud de la tubería de revestimiento o de las roscas, tanto en el campo o como en el almacén. 3. Abuso de molienda, transporte y manipuleo en el campo 4. La no observación de buenas-reglas en la corrida y sacado de la tubería de revestimiento. 5. Corte impropio de roscas. 6. El uso de coples de fabricación pobre, para reemplazos y adiciones. 7. Cuidado inadecuado en el almacén. 8. Excesivo torque de tubería de revestimiento para forzarla por lugares estrechos dentro del agujero. 9. Halar la sarta con demasiada fuerza (para liberarla). Esto podría aflojar los acoples en el tope de la sarta. Ellas se deberían reapretar con mordazas antes de la colocación final de la sarta. 10. Perforación rotaria dentro de la tubería de revestimiento. Colocar la tubería de revestimiento con tensión inadecuada después de cementar es una de las mayores causas que contribuyen a estas fallas. 11. Cortes de registro eléctrico por medio de suabeo o perforación con herramienta de cable. 12. Pandeo de la tubería de perforación en una gran cavidad erosionada y no-cementada, en caso de que se libere demasiada tensión al momento del asentamiento del revestidor en fondo. 13. Dejar caer una sarta, aunque sea por una distancia corta.



14. Tramos con fugas, bajo presión externa o interna, son un problema común, y esto podría suceder debido a: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l)

Utilización del lubricante de roscas inadecuado Apretado insuficiente con las mordazas Roscas sucias Roscas “afectadas”, debido al sucio, centramientos descuidados, roscas dañadas, enroscado demasiado rápido, uso excesivo de mordazas o bamboleo durante las operaciones de enroscado o mordaceo. Corte inapropiado de roscas Halar demasiado duro la sarta Dejar caer la sarta conexiones y desconexiones excesivas Mordacear demasiado alto en la tubería de revestimiento, especialmente al desconectar las uniones. Esto da un efecto de pandeamiento que tiende a afectar o dañar las roscas. Ajuste de Torque de las conexiones inadecuado en la planta de fabricación Ovalidad de “pérdida de redondez” de la tubería de revestimiento. Prácticas impropias de anclaje, lo cual produce tensiones en la junta enroscada en exceso del punto de resistencia.

Introducción al Equipo de Perforación Cementación


n4. 4. 0. Introducción Las operaciones de cementación son, generalmente, divididas en dos procesos básicos:

4. 4. 1. Cementación Primaria Las funciones principales de la cementación primaria son: 1. 2. 3. 4.

Restringir el movimiento de fluido entre las formaciones y la superficie. Proveer soporte para la tubería de revestimiento. Prevenir la contaminación de los acuíferos. Prevenir la corrosión de la tubería de revestimiento.

4. 4. 2. Cementación Secundaria La cementación secundaria es considerada como una operación remedial en caso de ocurrir problemas, una vez dentro del pozo. Las dos operaciones básicas de la cementación secundaria son: 1. Cementación Forzada para: • Reparación de pérdidas o fugas a través de la tubería de revestimiento. • Aislar zonas productoras de agua en un intervalo productor. • Abandono de una zona depletada. 2. Tapones de abandono para: • Aislamiento de una zona no productora. • Cerrar un intervalo depletado de modo que la producción pueda ser tomada desde otra zona productora.

4. 4. 3. Armado Normal



4. 4. 4. Mezclado del Cemento El cemento seco es mezclado con agua para así formar lo que es conocido como “lechada de cementación”. Deberá ser utilizada el agua más pura disponible, no obstante el agua de mar podría ser utilizada, pero incrementara el endurecimiento o fraguado prematuro del cemento.

4. 4. 4. 1. Mezcladora de Cemento

El recirculador de cemento es el sistema comúnmente utilizado para la mezcla del cemento ya que produce una lechada de cemento de propiedades constantes y homogéneas debido al proceso de mezclar el cemento mojado con recirculación

4. 4. 4. 2. Densidad de la Lechada



La densidad de la lechada será revisada con una balanza presurizada de lodo y también con un registro automático de densidad dentro del tanque de mezclado. La densidad será cuidadosamente monitoreada y controlada debido a que: 1. Indica el volumen de la lechada. 2. Es un indicativo directo de la relación cemento/agua que afecta la hidratación. 3. La perdida de circulación podría ser un factor.

4. 4. 4. 3. Aditivos para el cemento Los aditivos son utilizados junto con los cementos básicos para: 1. 2. 3. 4.

Alterar el tiempo de fraguado. Cambiar la densidad de la lechada. Controlar el filtrado. Mejorar las propiedades del flujo del fluido.

4. 4. 5. Bombeando Cemento El agua es normalmente utilizada como un preflujo para proveer un espacio o aislamiento entre el lodo de perforación y la lechada de cementación. El bombeo: 1. Asistirá en la remoción de parte del enjarre. 2. Reducirá la contaminación del cemento. 3. Se mantendrá en flujo turbulento a bajo gasto. 4. Será fácil de obtener.

4. 4. 5. 1. Cabeza de Cementación



La cabeza de cementación o contenedor del tapón es colocado en la junta superior de la tubería de revestimiento, proveyendo una forma de circular el cemento y para cargar los tapones.



4. 4. 5. 2. Tapón de Cemento

Los tapones de cemento asistirán en la remoción del lodo en la parte interior de la tubería de revestimiento, pero su función principal será la de separar el cemento del fluido de perforación para así evitar su contaminación.

4. 4. 5. 3. Operación de Cementación El operador deberá bombear el cemento al más alto gasto posible y sin retraso. Cuando el tapón de fondo alcanza el cuello flotador, la presión se incrementa y rompe el diafragma, permitiendo que el cemento baje y se introduzca en el espacio anular entre la tubería de revestimiento y el agujero descubierto. El tapón superior es más sólido y puede resistir presiones más altas. Cuando se asienta o “golpea”, la presión de la bomba se incrementara. En este momento, la cementación habrá sido completada. La presión deberá ser liberada de modo que la tubería de recubrimiento no se mueva antes de que el cemento seque.

Introducción al Equipo de Perforación Cementación Trabajo en Proceso

Sección 4. 4. Pág. 6 de 7 Abril 2004 Rev. 0.0 Trabajo Terminado

4. 4. 6. Esperando el Cemento Generalmente el operador decide el comienzo del tiempo de fraguado del cemento (WOC) y usualmente comenzara la perforación fuera de la zapata, después de unas 12 horas. En caso de haber preocupación por el desplazamiento del cemento en el espacio anular esto podrá ser resuelto con un registro de cementación o un registro de temperatura, ya que cuando el cemento se fragua su reacción química exotérmica, desprenderá calor.

4. 4. 7. Molienda del Equipo de Flotación El equipo flotador debe ser preparado adecuadamente para ser perforado. Pega antirotaroria debe ser aplicada en los primeros 4 ó 6 hilos de la rosca de las conexiones de la tubería de revestimiento y en la rosca del equipo flotador (zapata y cuello). Esto va a ayudar a prevenir que la junta de la zapata se afloje durante la perforación. El tapón superior deberá ser liberado durante el bombeo de cemento. Esto permitirá que por lo menos 10 pies de cemento por encima del tapón superior de cemento al momento de concluir el bombeo. Este procedimiento se conoce como “tailing-in” Mantener parámetros operacionales apropiados durante la perforación es importante y no solamente para proteger la barrena, pero también para prevenir daños al equipo de flotación y a la tubería de revestimiento. El peso excesivo y la rotación podrían ocasionar una falla en la junta de la zapata así como daños a la barrena. Gastos de circulación más altos son necesarios para remover los sólidos de perforación de la cara de la barrena. La rotación del tapón es un fenómeno común asociado con la perforación del mismo con barrena cónica o barrena con inserto. En caso de producirse la rotación del tapón, el peso sobre la barrena debe ser ajustado en concordancia. El uso de tapones de cementación de tipo convencional, deberá ser evitado cuando se utilicen barrenas de PDC para perforar el tapón. Estos tapones tienden a rotar o girar al ser perforados con barrenas de PDC. Adicionalmente los insertos son hechos de aluminio o acero moldeado, lo cual es perjudicial para las barrenas.



El uso de equipos de cementación de tipo no rotativo es recomendable, no obstante, los tapones de cementación de tipo no rotativo, podrían ser perforados lentamente en caso de que el ensamblaje no rotativo fallara durante la operación de perforación. Tapones antirotatorios con candado tienden a funcionar correctamente. Estos tapones tienen excelentes mecanismos de candado que tienden a evitar que los tapones roten durante la perforación. No obstante, el problema que se presenta con estos tapones es que tienen demasiada goma en la parte superior. Se debe tener cuidado de manera de no romper el tapón por aplastamiento. Cuando se perforan los tapones de tipo no rotativo, la paciencia debe ser un factor. Al comienzo de la operación de perforación, el peso en la barrena no debe ser muy alto (2000-4000 libras). El exceso de peso en la barrena podría causar que la barrena rompiera el tapón por aplastamiento, dando como resultado que la operación de perforación sea drásticamente más lenta. El personal de la compañía de servicios que provee el equipo de flotación, son los expertos locales. Este personal deberá ser contactado a fines de discutir el armado y materiales utilizados en su marca de equipos en particular.

Introducción al Equipo de Perforación Prevención de Atrapamiento de Tubería


4. 5. 0. Introducción: el atrapamiento de tubería puede es un problema costoso y de gran

consumo de tiempo.

El atrapamiento de tubería es por lo general, dividido en tres categorías: • • •

Inducida por sólidos Diferencial Mecánica o debido a la geometría del pozo

4. 5. 1. Empacamiento inducido por sólidos 4. 5. 1. 1. Formaciones No-Consolidadas Una formación no-consolidada cae dentro del pozo, debido a que se encuentra empacada con soltura, con muy poco o nada de unificación o cemento natural entre las partículas, gránulos o peñascos. El colapso de la formación es causado al remover la roca soporte, durante la perforación del pozo. Esto es muy similar a excavar un hueco en la arena de una playa; mientras más rápido cavas, más rápido se colapsa el hueco. Esto sucede en un pozo cuando muy poco o nada de enjarre está presente. La formación no consolidada (arena, grava, pequeños peñascos de lecho de río, etc.), no puede ser sostenida por sobrebalance hidrostático, ya que el fluido simplemente fluye dentro de la formación. La arena o grava cae entonces dentro del agujero y empaca la sarta de perforación. El efecto puede ser un incremento gradual en el arrastre por un par de metros o puede ser repentino. El mecanismo es normalmente asociado con formaciones de poca profundidad. Por ejemplo, las estructuras de lecho de río de poca profundidad a aproximadamente 500 metros en la parte central del Mar del Norte y en secciones de superficie del agujero de pozos de tierra. Este mecanismo de pega se presenta mientras se perfora en formaciones no-consolidadas poco profundas.

Introducción al Equipo de Perforación Prevención de Atrapamiento de Tubería 4. 5. 1. 2. Formaciones Móviles Las formaciones móiles se fuerzan hacia adentro del pozo, debido a que esta siendo comprimida por las fuerzas del sobre peso. Las formaciones móviles se comportan de forma plástica, deformándose bajo presión. La deformación resulta en una disminución en el tamaño del agujero del pozo, causando problemas al correr, desde BHA’s hasta herramientas de registro y revestimiento. La deformación ocurre debido a que el peso del lodo no es suficiente para prevenir el empuje de la formación hacia adentro del agujero del pozo.

4. 5. 1. 3. Formaciones Fracturadas y con Fallas Un sistema natural de fractura en la roca, puede frecuentemente ser encontrado cerca de las fallas. La roca cerca de las fallas puede ser partida en pedazos pequeños o grandes. Si están sueltos pueden caer dentro del pozo y atascar la sarta dentro del agujero. Aun cuando las piezas están unidas, los impactos del BHA, debido a la vibración de la sarta de perforación, pueden causar que los trozos de la formación naturalmente fracturada caigan dentro del pozo. Este tipo de atrapamiento es particularmente inusual y que pueda ocurrir durante la perforación. Cuando esto sucedió en el pasado, la primera señal de problemas ha sido el aumento de torsión de la sarta y su atrapamiento. Existe un riesgo de atrapamiento como el descrito cuando se perfora a través de formaciones de calizas fracturadas.




4. 5. 1. 4. Colapso de Arcillas Naturalmente Sobrepresionadas Una arcilla o lutita sobrepresionada, es aquella con una presión natural de poro mayor al gradiente de presión hidrostática. Las arcillas naturalmente sobrepresionadas, son comúnmente causadas por fenómenos geológicos tales como, compactamiento insuficiente, peso de estratos superiores removido de forma natural (es decir: por erosión) y levantamiento de estratos por movimientos tectónicos. Si no se utiliza el peso de lodo suficiente para perforar en estas formaciones, causará que el agujero se vuelva inestable y se colapse.

4. 5. 1. 5. Colapso de Arcillas con Sobrepresionamiento Inducido El sobre presionado inducido de las arcillas o lutitas ocurre cuando ellas reciben la presión hidrostática de los fluidos del pozo, después de algunos días de exposición a dicha presión. Cuando a esto le sigue un no-incremento o una reducción de la presión hidrostática del fluido en el pozo, la arcilla, que ahora tiene una presión interna mayor a la del pozo, se colapsará de forma similar a la arcilla naturalmente sobre presionada ya descrita.

4. 5. 1. 6. Formaciones Reactivas Una arcilla o lutita sensitiva al agua es perforada con menor inhibición de la requerida. La arcilla absorbe el agua y se hincha hacia adentro del agujero del pozo. La reacción depende del tiempo, ya que la reacción química toma tiempo en ocurrir. Sin embargo, el tiempo puede ir desde unas pocas horas hasta varios días.



4. 5. 1. 7. Limpieza de Pozo En pozos desviados, los recortes y restos de desmoronamientos se colocan en el lado bajo del agujero y forman capas, llamados camas de sólidos o lecho de recortes. El BHA (Ensamble de la Herramienta de Fondo) es atrapado en la cama de sólidos.

ó

Los recortes y restos de desmoronamientos se deslizan hasta el espacio anular al apagar las bombas y pueden empaquetar la sarta de perforación. El avalanchamiento también puede ocurrir mientras las bombas están prendidas. Una buena limpieza de pozo, significa la remoción de suficientes sólidos del agujero para permitir un paso, razonablemente sin impedimentos, para la sarta de perforación y la tubería de revestimiento. Existen muchas razones principales para que los sólidos no sean limpiados fuera del fondo y fuera del agujero del pozo. Ellas son: Flujo anular bajo. Propiedades inapropiadas del lodo Tiempo insuficiente de circulación Agitación mecánica inadecuada

4. 5. 1. 8. Formaciones con Esfuerzos Tectónicos La inestabilidad del agujero del pozo es causada cuando formaciones de altos esfuerzos son perforadas y existe una diferencia significativa entre el esfuerzo cercano al agujero del pozo y la presión restrictiva provista por la densidad del fluido de perforación. Los esfuerzos tectónicos se desarrollan en áreas en donde la roca esta siendo comprimida o estirada por el movimiento de la corteza terrestre. La roca en estas áreas esta siendo pandeada por la presión del movimiento de placas tectónicas. Cuando un agujero es perforado en un área de altos esfuerzos tectónicos, la roca alrededor del agujero del pozo se colapsará dentro del agujero y producirá desmoronamientos astillados, similares a aquellos producidos por arcilla sobrepresionada. En el caso de esfuerzo tectónico, la presión hidrostática requerida para estabilizar el agujero del pozo, podría ser mucho mayor que la presión de fractura de las otras formaciones expuestas.



4. 5. 1. 9. Primeras Acciones 1. Con los primeros indicios del incremento de torsión en la sarta e intentos de empacamiento, los la velocidad de la bomba deberá reducirse a la mitad. Esto disminuirá la presión atrapada, en caso de que el agujero empaque. Una presión excesiva aplicada a un empaque, agravará la situación. En caso de que el agujero se limpie, se regresa el flujo a su velocidad normal. 2. Si la sarta se empaca, se deben detener las bombas de inmediato y drenar la presión del tubo vertical (Nota: ello no sería posible con una válvula flotadora sólida instalada en la sarta). Cuando se drene presión atrapada por debajo de un empaque, se debe controlar la velocidad de flujo para que no ocurra un efecto “U” de los sólidos del anular hacia adentro de la sarta de perforación, en caso de que estos taponeen a sarta. 3. Dejar una presión baja (<500 psi) atrapada debajo del empaque. Esto actuará como un indicador de que la situación esta mejorando, en caso de que la presión sea drenada. 4. Manteniendo un máximo de 500 psi en el tubo vertical y con la sarta colgando a su peso libre rotacional, se comienza a ciclar la sarta de perforación hasta la máxima torsión de apretado. Al llegar a esta etapa no ciclar la sarta. 5. Continuar ciclando con torsión, observando el drenado de la presión y los retornos en las temblorinas. En caso de que el drenado de circulación o circulación parcial ocurran, lentamente incremente las emboladas de la bomba para mantener un máximo de 500 psi de presión de tubo vertical. En caso de que la circulación mejore, continúe incrementando las emboladas de la bomba. 6. En caso de que no se pueda recobrar la circulación, trabaje la tubería entre peso libre bajando y subiendo. NO APLIQUE TENSIONES NI PESOS EXCESIVOS, YA QUE STO AGRAVARIA LA SITUACION (máximo 50 klbs). Mientras se trabaja la sarta continar ciclando la torsión para salir y mantener un máximo de 500 psi de presión en el interior de la sarta (manómetro del tubo vertical). 7. NO INTENTE DISPARAR LOS MARTILLOS EN NINGUNA DIRECCION 8. En caso de que no se pueda establecer circulación, incremente la presión en etapas hasta 1500 psi y se continúe trabajando la tubería, aplicando torsión. 9. En caso de que la tubería no haya sido liberada una vez que la circulación máxima sea establecida, comience las operaciones de martilleo, en la dirección opuesta al ultimo movimiento en que se movio la tubería. Una vez que la tubería quede libre, rote y limpie el agujero, antes de continuar el viaje.



4. 5. 2. Atrapamiento Diferencial El atrapamiento diferencial ocurre cuando se sostiene por la fuerza la sarta de perforación contra las paredes del agujero. La fuerza es creada por el desbalance entre la presión hidrostática del fluido dentro del agujero y la presión de poros de una formación permeable. Cuando la presión hidrostática es mayor que la presión de los poros, la diferencia es llamada, el sobre balance. La fuerza resultante del sobre balance actuando sobre un área de la sarta de perforación, es la fuerza que atrapa la sarta. Este mecanismo normalmente ocurre: 1) Con una sarta estacionaria o de movimiento muy lento. 2) Cuando existe contacto entre la sarta de perforación y la pared del agujero. 3) Cuando esté presente un sobrebalance. 4) Al frente de formaciones permeables. 5) Cuando se tiene un revoque grueso.

4. 5. 2. 1. Primeras Acciones 1. Establezca que el mecanismo de atrapamiento es por pegamiento diferencial 2. Esto es reconocido por medio de • Atrapamiento de sarta después de una conexión o de un registro de evaluación (survey). • El BHA quedó estacionado al frente de una formación permeable • Se tiene circulación completa (no-restringida) aún con la sarta pegada. 3. Inicialmente circule a la máxima velocidad permitida para erosionar el revoque. 4. Trate de bajar la sarta manteniendo el 50% de torsión. 5. Levante hasta justo por encima del peso de la sarta y repita la operación anterior. 6. Repita los dos pasos de arriba, incrementando la torsión al 100% permitido. 7. Continúe hasta que este libre o hasta que la píldora de libramiento esté lista.

Introducción al Equipo de Perforación Prevención de Atrapamiento de Tubería 4. 5. 3. Mecánica y Geometría del Pozo 4. 5. 3. 1. Ojo de Llave El ojo de llave es causado cuando la tubería de perforación rota contra la pared del agujero descubierto en el mismo sitio, creando un surco u ojo de llave en la pared. Cuando la sarta de perforación es “viajada”, los acoples de la tubería o el ensamblaje de fondo BHA entran al ojo de llave y pueden quedar atrapados. El ojo de llave también puede ocurrir en la zapata en caso de que se cree un surco o desgarre longitudinal en la tubería de revestimiento. Este mecanismo normalmente ocurre: En cambios abruptos de ángulo o dirección en formaciones media-blanda a media-dura. • En donde existen altas fuerzas laterales de pared y rotación de la sarta. • Mientras se está sacando la sarta fuera del agujero. • Después de muchas horas de perforación sin viajes de limpieza a través de una pata de perro. •

4. 5. 3. 2. Agujero de Bajo Calibre o Diámetro Reducido Perforar rocas duras y abrasivas, desgasta la barrena y los estabilizadores y se convierte en un agujero de bajo diámetro. Cuando se corre después otra barrena de pleno diámetro encontrará resistencia al llegar a la sección de bajo diámetro perforada con la barrena desgastada. Si la sarta es corrida rápidamente sin haber rectificado el agujero, puede quedar atrapada en la sección de menor diámetro. Este mecanismo normalmente ocurre: • Cuando se está bajando con una barrena nueva • Después de una toma de núcleos • Al correr una barrena PDC después de una de conos. • Cuando se han perforan formaciones abrasivas y no se rectifica el agujero al salir barrena y estabilizadores desgastados.


Introducción al Equipo de Perforación Prevención de Atrapamiento de Tubería 4. 5. 3. 3. Chatarra (Desecho) Escombros que han caído dentro del agujero desde la superficie o de las herramientas de fondo, las cuales llegan hasta el agujero descubierto y atrapan la sarta de perforación. Este mecanismo usualmente ocurre: • Debido al mantenimiento pobre o inadecuado en el piso del equipo de perforación. • Cuando no se instala el cobertor del agujero o “tapagujero”. • Cuando falla del equipo o herramientas de fondo

4. 5. 3. 4. Escalones y Patas de Perro Escalones: El agujero del pozo pasa por rocas de tipos

variables y se desarrollan salientes en las interfaces entre capas de diferentes durezas. Patas de Perro: durante la perforación del agujero de un pozo, las características de la roca causan la deflexión de la barrena lo que puede resultar en un cambio de dirección.

Igualmente, cuando se perfora con un ensamblaje direccional, los cambios repentinos del ángulo pueden causar una torcedura en la dirección del agujero. Las desviaciones agudas en inclinación y dirección del agujero, son llamadas “Patas de Perro”

El mecanismo usualmente ocurre: • Cuando se corre una herramienta ó BHA inapropiado • Después de un cambio en el ensamblaje de fondo, BHA • Formaciones duras-blandas entrecruzadas anticipadas • Formaciones pronosticadas fracturadas/con fallas • Después de cambios de dirección • Durante el viaje afuera del pozo POOH (Sacando Fuera del Pozo)




4. 5. 3. 5. Colapso de la Tubería de Revestimiento / Producción La tubería de revestimiento colapsa, ya sea cuando las condiciones de presión exceden su resistencia original ó cuando la resistencia original pierde su validez debido al desgaste y/o corrosión. El desgaste de la tubería por fricción o corrosión, disminuye la resistencia efectiva al reducir el espesor de pared. El colapso se descubre muchas veces al observar “colgamiento” del (BHA) dentro del revestimiento. Este mecanismo puede ocurrir cuando: La presión de colapso de la tubería de revestimiento es excedida durante una prueba de presión en donde ocurre una fuga del espacio anular. La presión de colapso de la tubería de revestimiento, puede ser menor a la esperada, debido al desgaste. • Se evacua el fluido del revestimiento, causando el colapso de la misma. • La tubería de revestimiento se pandea debido a procesos agresivos durante la corrida. •

4. 5. 3. 6. Bloques de Cemento La sarta de perforación queda atrapada dentro del agujero, por bloques de cemento que caen en el agujero alrededor de la misma. Este mecanismo normalmente ocurre cuando: •

El cemento duro se vuelve inestable alrededor de la zapata, de tapones forzados en agujero descubierto y de tapones para desvío del pozo.

4. 5. 3. 7. Cemento Verde Cuando la sarta se ha introduce en cemento fresco en forma inadvertida, este puede llegar a fraguado repentino. El tope del cemento puede ser mayor al predicho. El incremento en la presión por el paso del BHA, puede causar fraguado repentino. Se intenta circulación con la parte baja de la sarta de perforación, en cemento blando. El incremento en la presión causa el fraguado repentino del cemento. Se tiene una alta velocidad de penetración al limpiar cemento recién fraguado, debajo del cual existe cemento fresco que puede sufrir fraguado repentino. Este mecanismo normalmente ocurre: •

Mientras se corre un ensamblaje en el pozo para limpiar el cemento dejado después de cementar o de colocar un tapón.



4. 5. 3. 8. Primeras Acciones 1. Asegúrese que la circulación es mantenida 2. Si la sarta queda atrapada mientras se esta moviendo hacia arriba, (aplicando torsión o torque), aplique efecto martillo hacia abajo. 3. Si la sarta queda atrapada mientras es movida hacia abajo, no aplique torsión y aplique efecto martillo hacia arriba. 4. Las operaciones de percusión deberían comenzar con cargas ligeras (50,000 lbs.), que serán luego incrementadas sistemáticamente hasta la carga máxima, en un periodo de tiempo de una hora. 5. Detenga o reduzca la circulación, cuando: a) Armar los percusores para disparar y b) efecto de martillo hacia abajo c) La presión de bombeo incrementara la carga del martillo durante el efecto martillo hacia arriba, de modo que la circulación completa es beneficiosa (cuide la carga máxima en el percusor). 6. Si el efecto del percusor no es exitoso, considere pastillas de acido, en caso de que las condiciones lo permitan.

Introducción al Equipo de Perforación Control de Pozos


4. 6. 0. Control Primario del Pozo El Control Primario de Pozos es la utilización de una columna de fluido con la densidad adecuada para proveer presión hidrostática suficiente sobre las formaciones expuestas en el hoyo perforado. Se utilizan fluidos de perforación y completación de la densidad adecuada. El pozo se mantiene en todo momento de fluido de densidad adecuada. El volumen de los tanques activos es monitoreado constantemente, con especial atención durante viajes. • Los cambios en la densidad, volúmenes y tasa de retorno de los fluidos de perforación son detectados inmediatamente para tomar acciones correctivas. • • •

4. 6. 1. Causas de un influjo Existen 5 causas principales para la pérdida del control de pozos primario:

4. 6. 1. 1. No llenar el pozo mientras se realiza un viaje Mientras se saca la sarta del hoyo, el volumen del lodo en el hoyo disminuye debido al volumen de acero extraído. Como baja el nivel del lodo, la presión hidrostática puede disminuir lo suficiente como para perder control primario y permitir la entrada de fluidos de formación dentro del hoyo.

4. 6. 1. 2. Suabeo La presión hidrostática en el hoyo siempre se va a reducir cuando la sarta de perforación es sacada fuera del hoyo. La reducción en la presión hidrostática no debe ser tal que se pierda el control primario del pozo. El Suabeo es causado por una o más de las siguientes razones: • • •

Sacar la tubería fuera del hoyo a gran velocidad Propiedades del lodo con alta viscosidad y altos niveles de geles. Poco espacio anular entre el hoyo y el BHA, restricciones en el anular.

4. 6. 1. 3. Pérdida de Circulación Cuando ocurre una pérdida de circulación, el nivel del fluido de perforación dentro del pozo baja y se produce una disminución en la presión hidrostática del hoyo pudiendo cuasar la pérdida del control primario.



La pérdida de circulación es causada por una o más de las siguientes razones: Formaciones con cavernas. Formaciones con fracturas naturales, depletadas o con presión sub-normal. Fracturas inducidas por meter tubería en el hoyo a altas velocidades. Espacio anular restringido por embolamiento del BHA o desmoronamiento de lutitas. Perdidas de fricción en el anular excesiva. Si los geles del lodo son muy altos se pueden producir presiones excesivas al romper circulación. • Fallas mecánicas del revestidor, colgador, “Riser”, etc.

• • • • • •

4. 6. 1. 4. Peso Insuficiente de Lodo Cuando la presión hidrostática es menor que la presión de formación de una zona permeable, fluidos de la formación van a entrar en el pozo. Esto puede ocurrir debido a las siguientes causas: • • • • • • •

Perforar una zona de presión anormal. Dilución del fluido de perforación Reducción en la densidad del fluido de perforación por influjos de fluidos de perforación, particularmente gas. Asentamiento del material densificante. No desplazar el “Riser” con fluido de matar después de circular un influjo. Bombeo de columnas largas de espaciadores durante la cementación. Después de una cementación mientras se espera por el fraguado. El cemento pierde presión hidrostática cuando comienza a fraguarse.

4. 6. 1. 5. Perdida de la Columna de Fluido de Perforación en el “Riser” En equipos de perforación flotantes, la pérdida de la columna de fluido en el “Riser” puede resultar en una reducción de la presión hidrostática en el pozo y puede ocasionar la pérdida del control primario. La pérdida de la presión hidrostática en el “Riser” puede ser por: • • •

Desconexión accidental Daños en el “Riser” Desplazar el “Riser” con agua de mar



4. 6. 2. Control de Pozos Secundarios El control de pozos secundarios es el uso adecuado del equipo de prevención para controlar el pozo en el caso de que no se pueda mantener el control primario. El reconocimiento temprano de las señales de alarma y el rápido cierre del pozo son claves para un control de pozo efectivo. Al tomar acción rápidamente, la cantidad de fluido de formación que entra en el pozo y la cantidad de fluido de perforación expedido del anular se minimiza El tamaño y la severidad de un influjo dependen de: • • •

El grado del desbalance La productividad y permeabilidad de la formación. La cantidad de tiempo que el pozo permanece desbalanceado.

Influjos pequeños requieren menores presiones en el anular y el estrangulador tanto en el cierre inicial como cuando el influjo es circulado por el estrangulador.

4. 6. 3. Control de Pozo Terciario En el evento de que no se puede mantener el control secundario debido a las condiciones del hoyo o fallas en los equipos, se pueden aplicar ciertos procedimientos de emergencia para prevenir la pérdida del control. Estos procedimientos a aplicar dependen de las condiciones particulares de operación encontradas, y no se pueden realizar recomendaciones específicas sobre procedimientos de control terciarios si no se han aclarado las circunstancias que conllevaron a la pérdida del control secundario. Sin embargo hay dos procedimientos que se emplean principalmente. Estos requieren el uso de: 1. Barita 2. Tapones de cemento

4. 6. 3. 1. Tapones de Barita Un tapón de barita es una mezcla de barita con aguadulce o diesel que se coloca en el hoyo para formar un puente de barita que sella el reventón y permite retomar el control del pozo. El tapón se desplaza a través de la sarta de perforación y si las condiciones lo permiten se remueve la sarta a una profundidad segura por encima del tapón. La barita se asienta rápidamente para formar una masa impermeable capaz de contener altas tasas de flujo. La efectividad del tapón de barita se deriva de la alta densidad, el diminuto tamaño de las partículas de barita y su habilidad de formar una fuerte barrera impermeable.



El Tapón de barita tiene las siguientes ventajas: Se puede bombear a través de la barrena y ofrece posibilidades razonables de recuperar la sarta. El material necesario normalmente se encuentra en el equipo de perforación. El tapón se puede perforar fácilmente si se requiere. La desventaja principal es el riesgo de colocar el tapón dentro de la sarta y taponarla si se para de bombear antes de desplazar completamente el bache.

4. 6. 3. 2. Tapones de Cemento Se puede utilizar un tapón de cemento para parar un flujo dentro del hoyo. Sin embargo esto generalmente implica el abandono del pozo y la pérdida de la sarta de perforación. Los tapones de cemento se colocan bombeando una cantidad de cemento de fraguado rápido (con acelerador) dentro del anular utilizando la sarta de perforación. Generalmente se desplaza el cemento hasta que la presión de la bomba y del estrangulador, indican que se ha formado un Puente. El cemento de fraguado rápido reduce la posibilidad de corte de gas. Si se requiere colocar un tapón de cemento por encima del fondo con lodo en la parte inferior, se debe considerar colocar un bache viscoso por debajo de la zona a taponar. Esta precaución se debe considerar en pozos largos o desviados o cuando el cemento es sustancialmente de mayor peso que el lodo en el hoyo. Colocar un tapón de cemento ofrece pocas posibilidades de recuperar la sarta de perforación. También es muy probable que la sarta se quede taponada después de bombear el cemento, eliminando la posibilidad de un segundo intento si el primero falla. Los tapones de cemento se deben considerar como la última opción.

4. 6. 4. ¿Cómo Detectar un Influjo? No puede ocurrir un influjo sin que se produzcan señales de alerta o variaciones mientras se perfora con retornos a la superficie. Un influjo se produce cuando la presión hidrostática en el hoyo es menor que la presión de formación (des balance) si la formación puede producir fluidos de formación.



Mientras que los quiebres en la perforación, la contaminación del lodo, etc. son señales de alerta, un influjo es un indicador claro de que fluidos de formación están entrando en el hoyo. El indicador de volumen/nivel de las presas y los sensores en la línea de flote se deben calibrar con regularidad de acuerdo a los procedimientos de calibración, para que las alarmas altas y bajas se puedan colocar tan cerca una de otra como sea práctico. Haciendo esto se pueden identificar las pérdidas o ganancias rápidamente.

4. 6. 4. 1. ¿Cómo detectar un influjo durante la perforación? 1. Incremento en el flujo El primer indicador positivo de que se esta produciendo un influjo es el aumento en la tasa de retorno mientras las bombas trabajan a caudal constante. 2. Caída en la presión de las bombas y el correspondiente aumento de las emboladas. 3. Flujo con las bombas apagadas Flujo fuera del pozo con las bombas apagadas es un indicador positivo de que hay un influjo. Sin embargo el flujo se puede enmascarar con el efecto del tubo en U o si se ha colocado un bache de lodo pesado antes del viaje. El drenado de las líneas de flujo también puede ser un factor cuando se revisa el flujo. En caso de equipos flotantes el movimiento del equipo hace más difícil reconocer los indicadores de influjo. Es importante que el equipo en superficie detecte confiablemente pequeños incrementos en la tasa de retorno. 4. Incremento en el volumen de las presas. Un incremento en el volumen de las presas que no sea causado por, adición de lodo, transferencias a otros tanques, arranque y parada de los equipos de control de sólidos o desgasificadotes es un indicador positivo de que esta ocurriendo un influjo. El monitoreado y registro del volumen de los tanques activos se debe realizar continuamente. 5. Variación en la velocidad y presión de la bomba. Un influjo de fluido de formación puede cuasar una variación del caudal de la bomba. Una disminución en la presión de la bomba combinado con un incremento en la velocidad de la bomba puede ocurrir cuando fluidos de baja densidad fluyen dentro del espacio anular causando el efecto del tubo en U. La variación en la velocidad y presión de la bomba puede no-significar que hay un influjo en el pozo. También puede ser un indicador de problemas en la bomba, sarta lavada, o toberas lavadas, etc.



Cuando se produce un cambio en la velocidad y presión de la bomba se debe revisar el flujo. 6. Pozo fluyendo durante una conexión Se puede producir un influjo durante las conexiones debido a la reducción en la presión de fondo cuando se apagan las bombas (reducción de la densidad equivalente de circulación) y se saca la tubería del fondo (suabeo). Si el pozo fluye solamente durante la conexión, es muy posible que la tasa de influjo sea baja al inicio resultando en una pequeña ganancia en los tanques. Es importante revisar el flujo durante las conexiones porque en situaciones donde el sobrebalance es muy pequeño, es muy posible que se detecte esta situación durante una conexión. El primer signo es probablemente el incremento en el gas de conexión. La detección de una pequeña ganancia en los tanques durante una conexión se complica por el volumen que fluye en la línea de flotación después de apagar las bombas. 7. Quiebre de Perforación Un quiebre en la perforación es un incremento (o disminución) en la tasa de penetración y frecuentemente es el primer indicador de que puede ocurrir un influjo. Un quiebre en la perforación es un indicador de cambio en las características de la formación. Cualquier cambio en la formación puede ser un factor para causar un influjo. Incrementos en la porosidad, permeabilidad y lo más importante, la presión de poro generalmente causan un incremento en la tasa de penetración. Algunas veces es recomendable circular un tiempo de atraso (un fondo arriba) después de un quiebre a pesar que la revisión de flujo sea negativa. Por ejemplo, Pozos PTT, zonas de transición. Si entran en el pozo fluidos de baja gravedad durante la perforación la presión hidrostática en el anular decrecerá rápidamente cuando entre más influjo y este se expanda mientras es circulado fuera del pozo. Como resultado se pueden producir rápidamente altas tasas de influjo a pesar que la tasa inicial haya sido muy baja. La longitud de la formación expuesta también influye directamente en la tasa del influjo. A mayor longitud del área expuesta, mayor será la tasa de influjo. Se revisará flujo en todos los quiebres de perforación. 8. Cambios en las propiedades del Fluido de Perforación.



Se debe realizar mediciones precisas y frecuentes del peso del lodo y monitorear continuamente el contenido de gas del lodo retornando del hoyo. Reducción del peso del lodo debido a fluidos de formación. Observar corte de gas o fluido de formación en el lodo, no necesariamente implica que el pozo esta recibiendo un influjo. Los fluidos en la línea de flujo pueden contener: Fluidos perforados Fluidos suabeados Fluidos de alta presión – bajo volumen El lodo cortado puede tener una densidad menor a la del lodo entrando en el hoyo, sen embargo esto no significa que la presión de fondo es reducida significativamente. Durante la perforación pueden ocurrir pesos reducidos de lodo por muchas razones. Las principales son: Reducción debido a fluidos de formación Reducción debido a corte de gas Asentamiento del material densificante 9. Aumento de la carga al gancho. Un aumento de la carga sobre el gancho aunque teóricamente sea posible no es un método confiable para detectar un influjo, especialmente en agujeros desviados. Cuando un influjo desplaza el fluido de perforación ocurre una disminución de la flotación de la sarta de perforación debido a que el influjo es más ligero que el fluido de perforación. Una reducción de la flotación de la sarta se ve en superficie como un aumento de la carga al gancho. Normalmente si se observa este indicador, ha ocurrido un influjo considerable y se han debido observar otros indicadores más confiables.

4. 6. 4. 2 ¿Cómo detectar un influjo durante Viajes? Antes de realizar un viaje se debe acondicionar el lodo para asegurarse de que el viaje no va a causar el suabeo del pozo, los recortes han sido sacados del hoyo y se tiene un sobre balance adecuado.



Las presiones de suabeo e insurgencia y la velocidad máxima de la tubería se calculan para no romper las formaciones. Antes de cada viaje, el tanque de viaje o tanque calibrado se alineara y se procederá a llenar una hoja de viaje. La hoja de viaje muestra los volúmenes de llenado esperado mientras se saca tubería del hoyo. El flujo hacia el pozo causa desviaciones en el llenado que si son observadas se debe realizar una revisión de flujo. Si la revisión de flujo es positiva se debe cerrar el pozo. Si la revisión de flujo es negativa esto no significa que no ha ocurrido un influjo. Es posible que el pozo no fluya a pesar de haber suabeado el pozo. Se deben realizar todos los esfuerzos posibles para asegurar que las presiones de suabeo son evitadas durante un viaje. Las primeras 10 lingadas son las mas críticas. A medida que se saca tubería del hoyo, los volúmenes reales de llenado se anotan. Si el pozo esta tomando un volumen menor al esperado es una indicación que se ha suabeado un influjo. Si el viaje anterior fue exitoso, la hoja de viaje anterior es una buena guía para conocer los valores esperados de llenado. Si el hoyo no toma el volumen correcto de lodo, se vuelve inmediatamente al fondo y se circula un tiempo de atraso. Se debe considerar pasar los últimos 2500 pies del volumen anular a través del estrangulador abierto, especialmente en pozos HPHT. Cualquier desviación del volumen de llenado esperado será investigada.

4. 6. 5. Contención de un influjo Cuando se produce un influjo el pozo se debe cerrar lo más rápido posible. Con esto se reduce el tamaño del influjo y disminuye la cantidad de lodo sacada del anular. El tamaño y severidad de un influjo depende de: • • •

El grado de desbalance La permeabilidad de la formación El tiempo que permanece el pozo bajo balance



Ante cualquier sospecha de influjo se debe cerrar el pozo lo más rápido posible. La política de IPM es el CIERRE DURO. Se debe practicar el procedimiento de cierre duro para que pueda ser realizado rápidamente y sin errores. Los simulacros serán registrados en el reporte diario de perforación IADC. El perforador o la persona en el freno, tiene la responsabilidad de realizar los primeros pasos en una situación potencial de control de pozos. El tiene la autoridad de cerrar el pozo cuando ocurra una indicación de influjo. Las falsas alarmas se deben considerar como buenos simulacros. EL perforador debe tener Instrucciones precisas sobre la política de cierre de pozo. El procedimiento de cierre va a estar publicado en el piso de perforación. Se debe cerrar el pozo inmediatamente sin realizar una revisión de flujo cuando se observa una indicación positiva de un influjo como aumento repentino del flujo o aumento del nivel de tanques.

4. 6. 6. Procedimiento de Cierre 4. 6. 6. 1. Preventores de Superficie durante la Perforación Parar la rotación Levantar la sarta a posición de cierre Parar las bombas y revisar flujo, si el pozo fluye: Cerrar el Preventor anular y abrir el HCR Informar al Inspector de Perforación y al WSS, quien va a informar al representante de la operadora. Revisar el espaciamiento, cerrar los Preventores de tubería y bloquearlos. Desahogar la presión entre el anular y los Preventores de tubería (si es posible) Anotar la presión del anular, de la tubería de perforación y la ganancia en los tanques.

4. 6. 6. 2. Preventores de Sub-superficiales durante la Perforación Parar la rotación Levantar la sarta a posición de cierre



Parar las bombas y revisar flujo, si el pozo fluye: Cerrar el Preventor anular (el superior preferiblemente) con 1500 psi y abrir inmediatamente las válvulas del estrangulador. Informar al Inspector de Perforación y al WSS, quien va a informar al representante de la operadora. Confirmar el espaciamiento y cerrar los ariete para colgar con presión reducida, reducir la presión anular, y asentar la sarta sobre los ariete. Aumentar nuevamente la presión a 1500 psi, y bloquear los arietes. Desahogar la presión entre el anular y los Preventores de tubería (si es posible), abrir el anular. Ajustar el compensador de la sarta de perforación para soportar el peso de la sarta hasta las BOP más 20,000 lbs. Colocar el DSC a emboladas medias. Anotar las presiones de cierre en la tubería de perforación y en el revestidor. Confirmar la ganancia en los tanques Monitorear flujo en el “Riser”

4. 6. 6. 3. Preventores de Superficie durante Viajes Colocar las cuñas a la altura adecuada. Instalar la válvula de seguridad abierta y después cerrarla Cerrar el anular y abrir la válvula HCR en la línea de estrangulación Informar al Inspector de Perforación y al WSS, quien va a informar al representante de la operadora. Conectar el “Kelly” o Top Drive (Colocar tubo corto entre la válvula de seguridad y el Top drive), abrir la válvula de seguridad. Anotar las presiones de cierre en la tubería de perforación y ganancias en los tanques. Prepararse para introducir nuevamente la tubería hasta el fondo



4. 6. 6. 4. Preventores Sub-superficiales durante viajes Colocar las cuñas a la altura adecuada. Colocar y apretar con la mano, cerrar la válvula. Cerrar el Preventor anular (el superior preferiblemente) y abrir inmediatamente las válvulas del estrangulador. Informar al Inspector de Perforación y al WSS, quien va a informar al representante de la operadora. Conectar el “Kelly” o Top Drive (Colocar tubo corto entre la válvula de seguridad y el Top drive), abrir la válvula de seguridad. Abrir el compensador de la sarta de perforación (DSC) Confirmar el espaciamiento y cerrar los ariete para colgar con presión reducida, reducir la presión anular, y asentar la sarta sobre los ariete. Aumentar nuevamente la presión a 1500 psi, y bloquear los arietes. Desahogar la presión entre el anular y los Preventores de tubería (si es posible), abrir el anular. Ajustar el compensador de la sarta de perforación para soportar el peso de la sarta hasta las BOP más 20,000 lbs. Colocar el DSC a emboladas medias. Anotar las presiones de cierre en la tubería de perforación y en el revestidor. Confirmar la ganancia en los tanques Monitorear flujo en el “Riser” y prepararse para operaciones de “stripping” (introducción y sacada de tubería del agujero).

Introducción al Equipo de Perforación Sulfuro de Hidrogeno


4. 7. 0. Introducción El Sulfuro de Hidrogeno, también conocido como H2S, es un gas combustible, tóxico e incoloro, formado por la descomposición de plantas orgánicas y de vida animal por medio de bacterias y tiene, en bajas concentraciones, el distintivo olor de huevos podridos. El Sulfuro de Hidrogeno puede ser encontrado en el refinado y producción del petróleo y gas, cloacas, moliendas de pulpa, aguas subterráneas y una variedad de procesos industriales. Es más pesado que el aire y forma mezclas explosivas, con aire, entre 5,9% y 22, 2% por volumen. La prolongada exposición al Sulfuro de Hidrogeno tiende a “dormir” al nervio de la fabrica petrolera, la sensación del olfato del trabajador. La sensación del olfato puede ser perdida en un lapso de tiempo entre 2 y 15 minutos de exposición y a niveles más altos en 60 segundos. De esta manera una persona expuesta a Sulfuro de Hidrogeno podría pensar que la proporción del gas esta disminuyendo cuando en realidad podría estarse incrementando. La susceptibilidad a envenenamiento con H2S varía de acuerdo al número de exposiciones por individuo. La segunda exposición es más peligrosa que la primera, y así sucesivamente. El Sulfuro de Hidrogeno es mas venenoso que el Monóxido de Carbono, pero su olor característico a huevos podridos, en concentraciones bajas, puede facilitar su detección. Una décima de 1% (0.1 por ciento!) puede causar la muerte instantánea y la exposición a 0.02% puede resultar en perdida de la consciencia. Este gas es muy irritante para los ojos y la garganta, y, a medida que su concentración se incrementa, también tiende a destruir el sentido del olfato. El H2S envenena a una persona al arraigarse en el torrente sanguíneo, al igual que lo hace el Monóxido de Carbono, pero el H2S es tan toxico como el Cianuro de Hidrogeno y es entre 5 a 6 veces mas toxico que el Monóxido de Carbono. Los efectos posteriores a la intoxicación con este gas son serios, similares a aquellos del Monóxido de Carbono. Los efectos permanecen durante largos periodos de tiempo y podrían tener efectos permanentes. En caso de que la concentración sea lo suficientemente alta, la muerte sobreviene rápidamente después de que la victima ha perdido la consciencia. Este gas toxico paraliza el centro nervioso del cerebro, el cual controla la respiración. Como resultado, los pulmones colapsaran y el individuo se asfixiara.



El Sulfuro de Hidrogeno en concentraciones bajas es fácilmente reconocible por su característico olor vil, similar al de los huevos podridos. Sin embargo, la continua exposición eliminara temporalmente la habilidad de oler el gas. El efecto usualmente lleva al trabajador a pensar erróneamente que el peligro ha pasado, muchas veces con resultados trágicos. El agudo efecto del H2S en el cuerpo tiene dos caras. Actúa como un irritante para los ojos, la nariz, la garganta y los pulmones y actúa como un veneno interno causando la perdida de la consciencia por medio de la paralización del sistema respiratorio.

4. 7. 1. Propiedades del H2S Color - Incoloro Olor - Muy ofensivo, comúnmente se refieren a el como al olor de huevos podridos. Densidad del vapor - 1.189 (Aire = 1.0) H2S es mas pesado que el aire. Limites Explosivos - 4.3 a 46 por ciento por volumen en el aire. Temperatura de Auto-ignición - 260 grados C Inflamabilidad - Forma una mezcla explosiva con aire u oxigeno Solubilidad en el Agua - 2.9 por ciento (2.9g./100 ml. de agua a 20 grados C)

4. 7. 2. Efectos del H2S (10,000 partes por millón = 1 por ciento) 1 ppm - Se siente el olor 10 ppm - Limite de Exposición Ocupacional (OEL) por 8 horas (Alberta). 15 ppm - OEL permisible por 15 minutos de exposición. 20 ppm - Máximo del OEL. A este nivel los trabajadores deberán llevar el aparato de respiración apropiado. 100 ppm - Perdida del olfato en 2 a 15 minutos. Posible dolor de cabeza, nauseas, irritación de la garganta.



200 ppm - La sensación del olfato se pierde rápidamente. Quema los ojos y la garganta. 300 ppm - Nivel inmediatamente peligroso para la vida y la salud (IDLH). Se requiere aparato de respiración con presión positiva. 500 ppm - Perdida de razonamiento y balance. Disturbio respiratorio en 2 a 15 minutos. 700 ppm - Perdida inmediata de la consciencia. Resultara en muerte de no ser rescatado con prontitud. 1000 ppm – Causa perdida inmediata de la consciencia. Causa ataques/paros, perdida de control sobre los intestinos y la vejiga. La respiración se detendrá y resultara en muerte de no ser rescatado con prontitud. Se requiere resucitación inmediata.

4. 7. 3. Detectores de Gas Para determinar la presencia de H2S en su área de trabajo, uno de los siguientes medios de detección debería ser utilizado:

4. 7. 3. 1. Tubo Detector de Gas La concentración de H2S es indicada por la longitud de la decoloración, cuando un volumen de aire asentado es inducido a través del tubo detector. Existen muchos tipos de tubos detectores disponibles, pero la correcta interpretación de la información, requiere de un operador entrenado y con experiencia.

4. 7. 3. 2. Monitoreo Continuo En instalaciones más grandes y durante perforación crítica y servicios a pozo, se utiliza un sistema de sensores, estratégicamente posicionados, en donde existan áreas potencialmente riesgosas. Un sistema de alarma es activado por cualquiera de los sensores y dará la alarma en caso de que la concentración de H2S supere los límites preestablecidos, para el área demarcada.

4. 7. 3. 3. Monitor Personal Monitores de H2S operados por medio de baterías, pueden ser llevados por cada trabajador de manera individual para indicar la concentración de H2S a la cual están expuestos.

4. 7. 3. 4. Monitores Portables



Utilizados para buscar las áreas enriquecidas de gas en el equipo de perforación o la locasión. Principalmente es utilizado cuando se realizan operaciones con entradas en espacios confinados. Familiarícese con el equipo de detección utilizado en su área de trabajo. Aprenda su correcto funcionamiento. Mantenga y manéjelo de acuerdo a las especificaciones del fabricante. Su vida podría depender de ello!

4. 7. 4. Rescate y Primeros Auxilios Es de VITAL IMPORTANCIA que toda persona que trabaje alrededor o cerca de H2S tenga un buen conocimiento del funcionamiento de la respiración artificial (respiración de rescate). Se recomienda con vehemencia el entrenamiento en R.C.P (resucitación cardio-pulmonar) en adición a los conocimientos y habilidades de un trabajador, en primeros auxilios. Es importante que cuando un trabajador utilice equipo de protección respiratoria para rescate, este conciente de las limitaciones de cada uno de los equipos. Las prácticas y el entrenamiento de rescate son necesarios para proveer una apropiada capacidad de rescate en el sitio de trabajo.

4. 7. 5. Protección contra el H2S Cuando usted este en cualquier área en donde H2S sea un riesgo potencial, usted debe utilizar el equipo aprobado para protección personal y el equipo de protección respiratoria. La selección del Equipo de Protección Respiratoria debe ir en concordancia con las Regulaciones Generales de Seguridad. Dos Tipos Comunes de Protección Respiratoria son:

4. 7. 5. 1. Aparato de Respiración Autónomo Este tipo de aparato suministra aire comprimido desde un cilindro, que se lleva en la espalda, hasta una mascarilla de cara completa. Este aparato debe ser del tipo que mantiene presión positiva en la mascarilla. El cilindro debe ser ajustado para suministrar aire por al menos 30 minutos. El trabajo físico pesado, consumirá el aire más rápidamente.



Todo aparato de respiración autónomo debe estar equipado con una alarma en concordancia con las Regulaciones Generales de Seguridad.

4. 7. 5. 2. Aparato de Respiración de Aire Suministrado Este aparato suministra aire respirable por medio de una manguera, desde cilindros o compresores en una ubicación remota, hasta una mascarilla de cara completa. Una botella de escape de emergencia debe ser llevada junto con este tipo de equipo, a ser utilizada en caso de haber una interrupción de suministro del aire. Esto es un requisito de las Regulaciones Generales de Seguridad. La botella de escape de emergencia es para propósitos de escape solamente y nunca debe ser llevada sola para realizar trabajos en un ambiente de H2S. Nota: Los trabajadores que utilicen equipo de protección respiratoria de cualquier de los dos tipos, deben estar bien afeitados.

SIEMPRE COLOQUESE PROTECCION RESPIRATORIA ANTES DE INTENTAR ALGUN RESCATE. USTED SE PODRIA CONVERTIR EN UNA VICTIMA!

sección 5 Pág. 1 de 41 Rev., 0.0 Abril 2004 Glosario de Abreviaciones y Términos de Perforación Introducción al Equipo de Perforación

A Azimut – la dirección de acuerdo con el Norte Magnético, de una trayectoria direccional en un punto dado.

Acuífero – formación portadora de agua. Afloja Barrena – herramienta especial usada por el personal del equipo para prevenir que la barrena rote o gire mientras es enroscada o desenroscada a la herramienta de perforación.

Agitador – propela o aleta rotada por un motor que es usada para mezclar líquidos y sólidos en los tanques de lodo.

Agua Libre – en cementación, cualquier agua en la lechada, que este en exceso de lo que es requerido para hidratar el cemento Pórtland y otros aditivos.

Agujero – el pozo perforado como tal, incluyendo el hoyo descubierto o porción sin revestimiento, del pozo.

Agujero Apretado – una sección del agujero, usualmente descubierto, en donde componentes de la sarta de perforación de gran diámetro (como juntas, lastra barrenas, estabilizadores y la barrena) podrían experimentar resistencia cuando el perforador trata de pasarlas por estas secciones.

Agujero Apretado (2) – también es un pozo que la operadora ha designado para ser mantenido

tan secreto como sea posible, especialmente en relación con su formación geológica. Pozos exploratorios, especialmente los que son colocados en el rango de “Wildcats”, son muchas veces designados como “apretados” ó “tight holes”. Nótese que esta designación es de beneficio cuestionable, al mantener la información en secreto.

Agujero Descubierto – agujero descubierto o sin tubería de revestimiento. Agujero del Ratón – un sitio de almacenaje para la flecha o “Kelly”, que consiste en una apertura en el piso del equipo de perforación, conectado con un pedazo de revestimiento con un diámetro exterior mayor que el diámetro exterior del “Kelly”, pero menor que el diámetro de la válvula superior del “Kelly”, de modo que esta parte descansa sobre la parte superior del revestimiento.

Agujero del Ratón (2) – también es el agujero perforado en adición, al final del pozo (debajo de la

última zona de interés), para asegurar que la zona de interés pueda ser completamente evaluada y con el propósito de tener un sitio en donde dejar equipo de completación gastable, como por ejemplo los cargadores para cargas de pistolas de perforación.

Agujero Descubierto – la porción del pozo sin tubería de revestimiento; también, hoyo abierto.


Agujero Desviado – es el agujero que no es vertical y es intencionalmente desviado de la

vertical.

Agujero Entubado – sección del pozo que tiene tubería de revestimiento colocada y cementada para proteger la formación de fluidos, presiones y estabilidad del pozo.

Agujero en Calibre – un agujero descubierto que es sustancialmente del mismo o casi del mismo diámetro de la barrena que fue utilizada para perforarlo.

Ampliar (Ream) – para agrandar el agujero. La ampliación podría ser necesaria debido a varias razones, algunas planificadas y otras no. Tal vez la más común de las razones para ampliar una sección del agujero, es que no se haya perforado lo suficientemente grande desde el principio. Esto puede ocurrir cuando una barrena se ha gastado y es más pequeña que su tamaño original, pero esto no se descubre hasta que la barrena es “viajada” al exterior y se ha perforado un agujero de bajo calibre. Por ultimo algunas formaciones plásticas podrían “fluir” lentamente dentro del agujero abierto a través del tiempo y reducir su diámetro interno, lo cual requiere de una operación de ampliación para mantener el tamaño original del agujero. Ampliar (Under-Ream) – agrandar el diámetro de un agujero perforando por debajo de un revestidor ya asentado con barrena de conos que se abren radialmente con presión hidráulica para perforar un agujero de mayor diámetro que el interno del revestidor.

Anillo o Puente – es una restricción en el pozo. Esta restricción puede ser parcial o total, usualmente causada por sólidos (sólidos de perforación, recortes, chatarra o desechos). Estos sólidos se han conglomerados en las secciones de reducción o en un cambio de geometría del pozo.

Arbolito – juego de válvulas, combinaciones y accesorios conectados en la parte superior del pozo que conducen y controlan el flujo de los fluidos del pozo.

Arietes o Ram de Cortes – un elemento de cierre del preventor de brotes (BOP), que tiene hojas de acero endurecidas, diseñadas para cortar la tubería de perforación cuando el BOP este cerrado.

Armar o Instalar – alistar para su uso Arrancón – flujo de fluidos de formación hacia el pozo durante las operaciones de perforación. Arrancón Interno – flujo descontrolado de fluidos de un reservorio desde la formación hacia el pozo y desde el pozo hacia otro reservorio o formación.


Arrastre – deslizar el equipo de perforación, como moverlo sobre otro sitio del pozo en una plataforma fija costa afuera. También es una estructura de acero para montar piezas de equipo y facilitar el manipuleo con grúas o planas.

Arremetida o Reventón del Pozo – un flujo descontrolado de fluidos de reservorio hacia adentro del agujero descubierto y, usualmente, hacia la superficie. Un reventón consistirá normalmente de agua salina, petróleo, gas o una mezcla de las mismas. Los reventones ocurren en todo tipo de operaciones de exploración y producción, no solamente en las perforaciones.

Arriba y Abajo – comenzar el proceso de perforación de pozo; comenzar a remover la roca, sucio y otros materiales sedimentarios, con la barrena.

Asistente del Trabajo de Perforación (ATP) Atrapamiento – la incapacidad de remover la sarta de perforación del agujero. Bajo esta definición, seria posible rotar la tubería o volverla a bajar al agujero.

Atrapamiento Mecánico – el límite o prevención de movimiento de la sarta de perforación creado por el atrapamiento de la presión diferencial. Esto puede ser causado por desecho en el agujero, anomalías geométricas del agujero, cemento, ojos de llave o un incremento de recortes en el espacio anular.

Ayudante de Piso – un miembro de bajo rango de la cuadrilla de perforación. Ayudante General – cualquier posición de labores manuales sin requerimiento de habilidades en la locasión del equipo de perforación.


B Bajobalance – es la condición de tener menor presión que la presión de formación. Si existe

suficiente porosidad y permeabilidad, los fluidos de la formación entraran al pozo. Al acercarse a una condición bajo balance la rata de perforación generalmente se incrementa.

Barco de Perforación – una embarcación marina que has sido modificada para poder llevar un

paquete de equipo de perforación y pueda contener equipo especial de estación y/o almacenaje.

Barita – sulfato de bario (BaS04). Agente densificante común con una gravedad específica de 4.37, utilizado para incrementar la densidad del sistema de lodo.

Barrena – la herramienta que es utilizada para fracturar la roca. Cualquier otra cosa asociada a un equipo de perforación se encuentra directa o indirectamente, asistiendo a la barrena en el proceso de perforación.

Barrena de Conos – una herramienta diseñada para aplastar la roca de manera eficiente, mientras se incurre en la mínima cantidad de desgaste en las superficies de recortes. Inventado por Howard Hughes, este tipo de barrena tiene cortadores de forma cónica o conos que tienen insertos a su alrededor. Barrena Diamantada – herramienta utilizada para perforar la roca que trabaja al hacer rozar

diamantes de grado industrial contra el fondo del pozo.

Barrena PDC – un tipo de herramienta de perforación que utiliza cortadores de compacto de diamante policristalino (PDC) para cortar la roca.

Barril (BBL) – medida de volumen en USA. Bentonita – una arcilla coloidal que se hincha cuando se hidrata. Utilizada para gelificar y dar viscosidad al agua en base a los fluidos de perforación.

Buje Rotatorio “Rotary Kelly Bushing” (RKB) – un adaptador que sirve para conectar la mesa rotaria con la flecha o “Kelly”.


C Caballos de Fuerza Hidráulicos (HHP) – una medida de la energía por unidad de tiempo que es

gastada a través de las toberas de la barrena.

Cabeceo – el acto de bombeo forzado de fluido anular hacia una formación, usualmente fluidos de formación, que han penetrado al hueco del pozo durante un evento de control de pozos.

Cabeza de Gato – un carretel manejado por medio de clutch (embrague) conectado a un sistema de poder de trazado de trabajos, utilizado para tensionar cadenas, cables y cuerda de linea blanda.

Cabeza de Gato (2) – un mecanismo de embrague que permite al perforador el aplicar torques altos a una conexión utilizando el poder de un motor de trabajos trazados.

Cabeza de Gato (Agregado) – una bobina rotatoria manejada por un embrague que permite al perforador a utilizar el motor del malacate a tensionar una cadena que esta conectada a las llaves. Esta cadena tensionada, actuando en ángulos derechos del mango de las llaves o mordazas, imparte torque o torsión a la conexión que se esta apretando. Cabeza de Registro – un aparato electro-mecánico usado para hacer la transición entre el cable de registro y la herramienta de registro.

Cabezal de Pozo – sistema de adaptadores, válvulas que proveen control de la presión y producción del pozo.

Cable de la Cabeza de Gato – un cable, usualmente relativamente pequeño, usado con otro

equipo para mover componentes pequeños de equipo de perforación o sarta de perforación y proveer tensión en las mordazas para apretar o aflojar conexiones con rosca.

Cadena Enroscadora – una longitud de cadena de acero ordinaria utilizada por la cuadrilla para causar que la tubería que esta siendo conectada, gire rápidamente. Caja – rosca hembra, especialmente de objetos tubulares y componentes de la sarta de

perforación.

Capacidad de Gancho – la fuerza total halando hacia abajo el gancho. Caseta del Perro – el cuarto, usualmente hecho de chapa de acero por todos lados, techo y piso que se encuentra adyacente al piso del equipo de perforación, usualmente con la puerta de acceso a los controles del perforador, cerrada.


Cemento – material usado para sellar permanente el espacio anular entre la tubería de

revestimiento y la pared del agujero, espacios que causan perdidas de fluidos y para otras operaciones.

Cemento Puro – cemento que no contiene aditivos que modifiquen su tiempo de asentamiento o sus propiedades teológicas. El cemento puro es usualmente utilizado en trabajos de cementación poco profundos en donde el retardo de la lechada, no es requerido.

Centrador de Tubería de Revestimiento – sistema mecánico usado para mantener la tubería de revestimiento sin hacer contacto con la pared del pozo. Es deseable para establecer 360 grados de espacio anular para el cemento de manera de sellar o aislar el espacio entre la tubería y la pared del pozo.

Centralizadores – una faja metálica formada como un arco de cacería, usualmente en grupo,

utilizados para mantener la tubería de revestimiento en el centro del agujero (“centralizador”) antes de y durante el trabajo de cementación.

Centrar – colocar las roscas macho de una pieza de la sarta de perforación, como por ejemplo una junta de tubería de perforación, dentro de la rosca hembra correspondiente, antes de apretar con fuerza.

Changuera – la pequeña plataforma en la que esta parado el Operario de Torre o Chango, mientras “viaja” las tuberías. Circulación (CIRC) – movimiento de los fluidos de perforación con las bombas a través del

sistema de flujo del pozo.

Circulación Inversa – el bombeo intencional de fluidos del agujero por el espacio anular y de regreso por la tubería de perforación.

Completación – el equipo físico utilizado para optimizar la producción de hidrocarburos del pozo. Esto puede ser en un rango desde solamente un empacador en una tubería arriba del agujero descubierto (completación a “pie descalzo”), hasta un sistema mecánico de elementos filtrantes afuera de la tubería perforada, hasta un sistema de medición y control automático que optimiza la economía del reservorio sin intervención humana (completación inteligente). Conductor – sarta de tubería de revestimiento que usualmente es puesta dentro del pozo de primero, particularmente en pozos terrestres, mayoritariamente para prevenir que las paredes del hoyo se desprendan en el pozo.

Conectar – para aligerar conexiones con rosca.


Conexión – cualquier maquina enroscada o sin enroscar para conectar dos componentes tubulares. También es el acto específico de adicionar una junta o soporte para tubería de perforación en la parte superior de la sarta de perforación, como en “haciendo una conexión”. Contrapozo – una cueva que puede estar acordonada con Madera, cemento o una tubería delgada de pared de gran diámetro (seis pies o más), ubicada debajo del equipo de perforación.

Contratista de Perforación – la compañía que es dueña y opera el equipo de perforación Control de Pozos – área de tecnología que se especializa en mantener la presión en formaciones

descubiertas para prevenir o direccional el flujo de fluidos de la formación hacia el pozo. Esta tecnología enfatiza la estimación de la presión de los fluidos de formación, la consistencia de las formaciones del subsuelo, el uso de la tubería de revestimiento y densidad de lodo para sobreponer la presión de formación de manera confiable. En caso de errores en la estimación, válvulas están instaladas en el tope del pozo para permitir que el personal del pozo las pueda cerrar en caso de ser necesario.

Corona – el juego establecido de poleas ubicado en la parte superior del mástil, sobre la cual la

linea de perforación es tratada. Los bloques que acompañan a estas poleas son los bloques viajeros. Al usar dos juegos de bloques en este modo, se gana una gran ventaja mecánica, permitiendo así a la construcción de equipo de perforación a usar una linea de perforación relativamente pequeña (3/4 a 1 ½ pulgadas de diámetro de cable de acero) para izar cargas muchas veces mas pesada de lo que el cable podría soportar individualmente.

Correr-y-Cortar – el acto de reemplazar la linea de perforación envuelta alrededor de la corona y

bloque viajero, como una precaución contra la falla, debido a la fatiga (las toneladas-milla a la que esta expuesta) de la linea de perforación.

Corrida de Tubería – acción de sacar la sarta de perforación del pozo o de reemplazarla por otra.

Esto es usualmente realizado por que la barrena ya no es eficiente en la perforación y debe ser reemplazada. Vea viaje redondo. Corriendo en el Pozo (RIH) – acto de enroscar secciones de tubería y que pueda ser introducida dentro del pozo de forma controlada.

Cuadrilla de Perforación – el personal que físicamente corre la maquina que llamamos equipo

de perforación. La cuadrilla consiste de ayudantes generales, ayudantes de piso operario de motores, operario de torre o chango, asistentes de perforación y el perforador.

Cubierta Texas – en un equipo autoelevable de perforación costa afuera, la cubierta debajo de la mesa rotaria y el piso del equipo de perforación, en donde los trabajadores pueden acceder a la columna de BOP. Esta plataforma rodea la base de la columna del BOP y esta suspendida de la mensula (donde esta localizado el piso del equipo de perforación), por medio de cables ajustables.


Es accesible por la cubierta del equipo autoelevable por medio de una escalera semi-permanente. Es principalmente utilizada para instalar el cabezal de pozo y mover la columna del BOP hacia arriba y hacia abajo.

Cuello de Ganso – una sección de tubería rígida que forma una “U” invertida, normalmente utilizada como un conducto de fluido de perforación de alta presión. Normalmente, este termino es comúnmente aplicado a una estructura que conecta la parte superior de un tubo vertical que corre al lado de la torre de perforación o mástil, hacia una manguera de perforación flexible (Kelly Hose) (la cual en su retorno esta conectada a otro cuello de ganso entre la linea flexible y una unión giratoria (Swivel). Cuello o Cople Flotador – una válvula “check” que tiene una abrazadera cargada de compuertas que puede ser bombeada a través, generalmente en dirección al agujero, pero cierra si el fluido trata de fluir de regreso hacia la superficie, por la sarta de perforación.

Cuñas – un aparato utilizado para agarrar la sarta de perforación de una forma relativamente nodañina, y suspenderla en la mesa rotaria.


D Daño de Formación – cambio de las características originales de la zona productora, usualmente

causado por los fluidos de perforación.

Desarenador – equipo de separación de sólidos usado para remover recortes muy grandes del sistema de lodos. Desarmar – para desarmar componentes de la sarta de perforación, que están conectadas por

varias formas de roscas conocidas como conexiones, juntas de herramientas y conexiones de rosca.

Desarmar (Desinstalar) – desarmar equipo para su almacenaje o portabilidad. Desecho (Chatarra) – cualquier cosa que esta en hoyo y no debe estar ahí. Desenrosque – desenrosque de los componentes de la sarta de perforación, los cuales están

conectados por varios tipos de roscas conocidas como combinación o crossover, juntas y conexiones roscadas en la sarta ubicadas en el pozo.

Desgasador – equipo utilizado para remover aire y/o gases provenientes de la perforación (metano, H2S, CO2 y otros) del sistema de líquidos de perforación.

Desgasador al Vacío – equipo utilizado para remover el corte de gas en el lodo mediante un vacío creado en el tanque o desgasificador.

Deslave – una región agrandada del agujero. Deslice – perforar con un motor de lodo rotando la barrena en el agujero sin rotar la sarta de perforación desde la superficie. Deslimizador – equipo muy parecido al desarenador pero con la diferencia que su diseño incorpora un número mayor de pequeños conos y esta diseñado para remover eficientemente partículas de pequeño diámetro que pasan por el.

Deslizador de Seguridad – un cable de acero prendido de la torre de perforación o mástil cerca de la plataforma de trabajo, para proveer una vía rápida de escape para el operario de torre o chango, en caso de que las condiciones de pozo o una falla mecánica masiva justifican su escape. Usualmente se refiere a la linea de escape como “Linea Gerónimo”.

Desplazamiento – la distancia mas corta desde la superficie del pozo hasta la sección horizontal

del pozo, normalmente el desplazamiento total es de mil pies o más desde superficie. También es el hecho de remover tubería o reemplazar los fluidos del pozo por otro fluido.


Desviación – para garantizar el diámetro interno de una tubería o de otra herramienta cilíndrica se pasa un cilindro de diámetro conocido a través de la tubería o herramienta. El diámetro de trabajo es el diámetro interno de la tubería que el fabricante garantiza por especificaciones.


E Efecto Venturi – la caída de presión que resulta del incremento de velocidad de un fluido a medida que fluye a través de una sección restringida de una tubería. Elevador – un mecanismo tipo bisagra que puede ser cerrado alrededor de la tubería de

perforación u otros componentes de la sarta de perforación para facilitar su bajada dentro del agujero o su izamiento fuera del agujero.

Embarcación de Abastecimiento – en operaciones costa afuera, cualquier lanchón o barco que es utilizado para traer materiales (y personas) desde y hasta la locasión. Empacar – taponar el agujero alrededor de una sarta de perforación. Empaque – un aparato que puede ser corrido dentro del agujero, con un diámetro exterior, que

entonces se expande externamente para sellar el agujero.

Enjarre – una capa de sólidos concentrados del fluido de perforación, que se forma en las paredes del agujero.

Ensamble de la Herramienta de Fondo (BHA) – la parte inferior de la sarta de perforación usada para proveer fuerza a la barrena para romper la roca (peso sobre la barrena) y proveer al perforador control direccional de la perforación (aún cuando sea una sección vertical)

Equipo de Perforación – la maquina que utilizamos para perforar un agujero de pozo. Equipo de Reparación – reparación o estimulación de un pozo productor con el propósito de reestablecer y promover la producción de hidrocarburos.

Equipo Sumergible de Perforación – un tipo particular de embarcación flotante, usualmente

utilizada como una unidad de perforación móvil costa afuera (MODU), que esta principalmente soportada en grandes estructuras tipo pontón debajo de la superficie marina.

Erosión – el desgaste de material, usualmente roca o acero, debido a una acción abrasiva continua de una lechada cargada de sólidos. Espacio Anular (Ann) – Es el espacio entre dos tuberías concéntricas, o el espacio entre la tubería y el agujero descubierto donde un fluido (gas o líquido) puede fluir.

Estibar Tubería – el acto de colocar un muelle de tubería de perforación en la torre de perforación cuando se sale del agujero en un viaje.


Estrangulador (Choke) y Múltiple (Manifold) para Matar el Pozo (C+K) – un juego de

válvulas de alta presión y conductos asociado que usualmente incluye por lo menos dos estranguladores ajustables, colocados de tal manera que uno de los estranguladores ajustables pueda ser aislado y retirado para darle servicio de reparación o restauración mientras que el flujo de pozo es dirigido a través del otro.

Estrangulador Ajustable – Válvula especialmente construida para resistir el desgaste ocasionado por sólidos a alta velocidad que fluyen por un espacio restringido o por elementos de sello. Usado en operaciones de control de pozo para reducir la presión del fluido de niveles altos en el pozo hasta la presión atmosférica.

Evaluación (Survey, Medición) – medición completa de la inclinación y acimut de un pozo. En

ambos casos pozos direccionales o verticales, la posición del pozo debe ser conocida con un grado razonable de exactitud para asegurar que la dirección del pozo es la correcta y para conocer su ubicación en caso de que sea necesaria la perforación de un pozo de alivio.


F Factor de Flotación (BF) –resultado de multiplicar el peso verdadero de la sarta que dará el peso actual de la sarta sumergida en un fluido.

Filtración – la magnitud de la presión ejercida en una formación, que causa que el fluido sea

forzado dentro de una formación. Este termino es normalmente asociado con la conducción de una prueba para determinar la fuerza de la roca, comúnmente llamado “prueba de integridad de presión” (PIT) o “prueba del asiento de la TR” (LOT).

Fluido de Completación – líquido libre de sólidos usado para proveer un control seguro del pozo

(en caso de que falle el equipo dentro del pozo) y ayuda a la colocación de ciertos equipos relacionados con la completación como apuntalante sin dañar la formación. Estos fluidos son típicamente salmueras (cloradas, bromadas y formatadas), pero en teoría pudiera cualquier fluido que no produzca daños con la apropiada densidad y propiedades de flujo.

Fluido Espaciador – cualquier liquido utilizado para separar físicamente un liquido de propósito

especial, de otro.

Flujo Cruzado – el flujo o fluido a través del fondo de la barrena y después de que sale de las toberas de barrena, golpea el fondo o lados del hueco y se regresa hacia arriba en dirección al espacio anular. Las barrenas diseñadas para pozos modernos, buscan maximizar el flujo cruzado. También se refiere al flujo de los fluidos de reservorio, de una zona a otra. Esta situación puede ocurrir cuando un evento de perdida de retorno es seguido por un evento de control de pozo. El fluido de reservorio de mayor presión, fluirá fuera de la formación hacia el hueco, viajara a lo largo del hueco para enseñar a la formación de baja presión, y después fluirá fuera del hueco perforado hacia la formación de baja presión. Fondo Arriba – volumen necesario para circular, lodo y recortes calculados desde el fondo del

pozo.

Forma de Rosca – una conexión con rosca de forma particular, especialmente utilizada para

conexiones rotarias en forma de codo. Las formas de rosca vienen en varios tamaños, inclinaciones, diámetros, roscas por pulgada, y perfiles individuales de roscas. Afortunadamente, cada una de estas variedades tiene un estándar publicado, ya sea considerado público y mantenido por el Instituto Americano del petróleo (API) o mantenido por compañías como su propiedad.

Freno – el mecanismo de trazado de pozo que permite al perforador controlar la velocidad y

movimiento de la sarta de perforación. Freno Auxiliar – Mecanismo de frenado usado para disminuir la carga y complementar el freno manual. Los dos tipos, hidrodinámico y electrodinámico.


Freno Electrodinámico – el diseño de sistema de motores eléctricos que actúan como un freno en movimiento.


G Gancho – el equipo de alta capacidad, formando una “J” prendido del fondo del bloque viajero,

utilizado para guindar equipos varios, particularmente de la unión giratoria (Swivel) y la flecha (Kelly), los eslabones del elevador, o unidades de “Top Drive”.

Gas de Retorno – gas que retorna hasta la superficie durante las operaciones de perforación y es un indicador de que el pozo se puedo o esta arrancándose.

Gas-Corta-Lodo – fluido de perforación que ha tenido su “abultamiento”, densidad no presurizada reducida por un pequeño volumen de gas, desplazando un volumen equivalente de líquido. Gorgojo/Gusano – un miembro de la cuadrilla de perforación, nuevo y completamente

inexperimentado. Una persona como esta es propensa a cometer errores y lastimarse, así como aguantar bromas que le jueguen los demás integrantes de la cuadrilla de perforación. Los términos “gorgojo” y su primo cercano “gusano”, son usados en muchos lados y su intención es etiquetar la inexperiencia, pero no para ser utilizados como un termino despectivo o denigrante.

Grasa Lubricante – el lubricante colocado en las roscas utilizadas para enroscar tubería de perforación, una a la otra. La grasa para tubería de perforación contiene un 40% de sólidos, que en adición de lubricar y proteger las roscas de daños sirve para sellar el espacio nulo entre las roscas.

Grasa Lubricante para Tubería – una mezcla especialmente formulada de grasa lubricante y

finas partículas metálicas, que sirve para prevenir el daño o desgaste (una forma particular de daño de metal-contra-metal) de las roscas y sellar las raíces de las roscas.

Grillete – un conector en forma de ancla o “U” con un piñón o pin para conectar líneas de acero a otras líneas o aparatos.

Guiñar – en un equipo de perforación móvil o barco, el movimiento angular de los movimientos de inclinación en arco, de lado a lado.

Gumbo – un termino genérico para formaciones arcillosas, suaves, pegajosas y con habilidad de

hincharse, que son frecuentemente encontradas en agujeros de superficie costa afuera o en cuencas sedimentarias en tierra firme, cerca del mar. Esta arcilla puede ensuciar las herramientas de perforación y taponar las tuberías y es por lo tanto, un problema severo para las cuadrillas de perforación, cuando es encontrado o esta presente.


H Herramienta de Perforación con Cable – un sistema de perforación obsoleto donde una

herramienta de impacto (suspendida en el pozo de un cable de acero), es soltada en el pozo repetidamente provocando el rompimiento de la roca.

Herramienta de Pesca – aparatos mecánicos de propósito especial utilizados para acelerar el recobro de equipo perdido dentro del agujero.

Hoyo del Ratón – una apertura en el piso del equipo de perforación cerca de la mesa rotaria y entre la mesa rotaria y la puerta en v, que permite realizar conexiones rápidas durante la perforación. Esta apertura esta usualmente conectada, por debajo, con una longitud de tubería de revestimiento, usualmente con un fondo.


I IADC – Asociación Internacional de Contratistas de perforación Inclinación – la desviación de vertical, independientemente de la dirección del compás, expresado en grados. Inclinación o Gradiente de Presión de Poros – la presión de los de los fluidos de formación del subsuelo, expresados como densidad de fluido requerida en el agujero, para balancear esa presión de poros. Una inclinación o gradiente normal estaría en un aproximado de 9 libras por galón, mientras que un gradiente con presión extremadamente alta podría ser de 18 libras por galón o más, inclusive.

Incremento en la Velocidad de Penetración – incremento o reducción repentina de la rata de penetración

Instalar Preventores – juntar, conectar partes y aplomados y en otras palabras preparar para su

uso. Este término en particular es usualmente reservado para la instalación de un preventor dentro del agujero.

Instituto Americano del Petróleo (API) – Organización de Comercio Petrolero que ofrece publicaciones sobre prácticas recomendadas, estándares y anuncios de seguridad.

Intervención de un Pozo con Presión – el acto de colocar la tubería de perforación dentro del pozo cuando los preventores (BOP’s) están cerrados y la presión esta conteniendo el pozo.

IWCF – Forum Internacional de Control de Pozos


J Junta – las puntas agrandadas y con rosca de los tramos de una tubería de perforación. Estos

componentes son fabricados por separado del cuerpo de la tubería y soldadas a la tubería en una instalación de fábrica. Las juntas proveen gran fuerza, conexiones con rosca de alta presión, que son suficientemente robustas para sobrevivir los rigores de la perforación y los numerosos ciclos de apretamiento y soltado de las roscas. Las juntas son usualmente hechas de acero al calor para una fuerza mayor que la del acero del cuerpo del tubo. La sección de gran diámetro de las juntas provee un área de muy bajo esfuerzo, en donde son utilizadas llaves y mordazas para agarrar la tubería.

Junta de Cuñas – una junta telescópica en la superficie, en operaciones costa afuera que

permiten a la embarcación levantar (movimiento vertical) mientras mantiene un tubo conductor con el fondo marino.

Junta Flotadora – una longitud completa de sarta de tubería de revestimiento que usualmente es

dejada llena de cemento en el interior para asegurar que el cemento bueno es dejado en el exterior del fondo de la tubería de revestimiento.


K Kelly (Flecha) – una larga barra de acero en forma de cuadrado o hexagonal, con un hueco

taladrado en el medio a ser utilizado como vía de fluidos o utilizado para transmitir movimiento rotario desde la mesa rotaria/buje de la flecha (Kelly) hasta la sarta de perforación, mientras permite que la sarta de perforación sea bajada o subida, durante la rotación.

Kelly Abajo – la condición en la cual la flecha o “Kelly” esta hasta abajo, y por lo tanto el progreso de perforación no puede continuar. Se debe realizar una conexión, que tiene el efecto de levantar la flecha o “Kelly” por la longitud de la junta que ha sido adicionada a la tubería de perforación, y entonces la perforación puede continuar.


L Lastra Barrena (DC) – piezas de tubería de acero de alto espesor usada para aplicar fuerza axial

a la barrena. Los lastra barrena son maquinados a partir de barras sólidas de acero (usualmente acero al carbón, pero algunas veces de monel no magnético u otros materiales inoxidables no magnéticos)

Lastra Barrena (2) (Zip Collar) - usualmente directamente dimensionada, la cual ha sido fabricada con un diámetro reducido en el extreme de la caja (arriba), para que puedan ser mas fáciles de manipular con elevadores abiertos y cerrados.

Linea de Estrangulamiento – tubería de alta presión que va desde la salida del preventor hasta el choke de contrapresión y el manifold asociado.

Linea de Flujo – la tubería de metal de diámetro largo que conecta con el niple campana (debajo de la mesa rotaria) hasta la caja de recibo (en los tanques de lodo).

Linea Muerta – sección del cable de perforación que va desde la corona hasta el punto de anclaje.

Linea de Matar – linea de alta presión desde la salida del preventor hasta el manifold o múltiple de alta presión y bombas.

Linea Rápida – la sección de linea de perforación movible, entre la corona y el Malacate. Linea Suave – un modismo del campo petrolero para cuerda que no esta hecha de acero, como por ejemplo nylon, algodón o especialmente cuerda de cáñamo de Manila.

Lubricador – una tubería larga de alta presión colocada en la parte superior del cabezal de pozo o arbolito, de modo que las herramientas puedan ser colocadas adentro de un pozo de alta presión. La parte superior del ensamble del lubricador incluye una sección de inyección de grasa de alta presión, que sella los elementos.


LL Llave de Apriete – llaves de gran capacidad usadas para agarrar los componentes de la sarta de perforación y aplicarle torque. Las llaves de apriete están activadas durante las operaciones de desapriete.

Llave de Cadena – tipo de llave utilizada para apretar varios tipos de conexiones o roscas en el

equipo. Consiste de una llave manejable con una sección de agarre, una cadena, y una sección de enganche, donde la cadena puede ser ajustada al tamaño de la tubería a apretar.


M Malacate – la maquina en el equipo de perforación que consiste en una bobina de acero de gran diámetro, frenos, una fuente de poder y varios aparatos auxiliares. La función principal de esta maquina es la de bobinar hacia afuera y rebobinar la linea de producción, una cuerda de acero de gran diámetro en un modo controlado.

Mampara – una pared que divide compartimientos en un barco o en una unidad de perforación móvil costa afuera.

Manguera de Perforación – un largo diámetro (3 a 5 pulgadas dentro del diámetro) de linea flexible de alta presión, utilizada para conectar el tubo vertical a la unión giratoria “Swivel”

Mástil – la estructura utilizada, especialmente costa afuera, para soportar el bloque de la corona y por lo tanto la sarta de perforación. Los mástiles son usualmente de forma rectangular o trapezoidal y ofrecen un buen estirado, el cual es importante en los equipos de perforación en tierra en donde el mástil es acostado para mover el equipo de perforación. Matar – parar de fluir el pozo o su habilidad de producir. Materiales Sellantes – Materiales de pequeño tamaño usados para prevenir o eliminar la

pérdida de fluido del pozo hacia la formación (pérdida de circulación)-

Medición-Durante-Perforación (MWD) – la evaluación de propiedades físicas, usualmente relacionadas con presiones, temperaturas y trayectorias del agujero en espacios tridimensionales, mientras extienden la profundidad de un agujero.

Molienda – una herramienta de molienda de metal dentro del agujero. Esta herramienta es normalmente utilizada para remover desechos en el agujero o moler toda o parte de la sarta de perforación.

Mordazas – llaves de gran capacidad y cierre automático utilizadas para agarrar componentes de la sarta de perforación y aplicar torque o torsión.

Motor Impulsor – La fuente de poder o potencia para la locasión del equipo de perforación. En equipos de perforación modernos, el motor impulsor consiste en uno de los cuatro o más motores de diesel.

Muelle o “Rack” de Tubería – en tierra, dos secciones triangulares entrecruzadas y elevadas,

para soportar la tubería de perforación, lastra barrenas, o la tubería de revestimiento, por sobre la tierra o el fondo.


N Niple – cualquier pieza corta de tubería, especialmente si esta tratada en ambos extremos con roscas macho. Niple Campana – una tubería agrandada en el tope de la tubería de revestimiento que sirve como guía a las herramientas de perforación en la entrada al pozo.

Núcleo – muestra cilíndrica de la formación que esta siendo perforada. Para aumentar la profundidad del hueco, coleccionando muestras cilíndricas. Una barrena de núcleo es utilizada para lograr esto, en conjunción con un barril muestrero o atrapador de núcleo.


O Ojo de Llave – un canal de diámetro pequeño formado por rotación de la sarta recostada dentro del lado de un agujero descubierto de mayor diámetro.

Operador de Motores – el miembro de la cuadrilla de perforación que es responsable del mantenimiento de los motores. Mientras que todos los miembros del equipo de perforación ayudan con reparaciones mayores, el operador de motores es responsable por el mantenimiento preventivo y pequeñas reparaciones.

Operadora – la compañía que sirve como el gerente general de un proyecto de perforación. Operario de la Torre de Perforación (chango, ó encuelllador) – uno de los miembros de la

cuadrilla del equipo de perforación, quien recibe su nombre del hecho de que durante su turno debe trabajar en una plataforma a aproximadamente 85 pies por encima piso del equipo de perforación, adherido al mástil. Los equipos de perforación mas modernos tienen equipo automático de manejo de tubería, de modo que el operario de mástil controla la maquinaria y no tiene que manejar la tubería físicamente.

Orificio de la Barrena – parte de la barrena que incluye el hoyo o apertura para que fluya el fluido, usualmente líquido y tenga salida. Sinónimos boquillas, jets


P Parada o Lingada – dos o tres juntas de tubería de perforación o de lastra barrenas que se dejan

recostadas a la estructura de la torre durante el viaje. Su altura alcanza hasta aproximadamente a un tercio del largo de la torre de perforación, en donde conecta a una manguera flexible de alta presión (Manguera de perforación o Manguera Kelly).

Píldora – cualquier cantidad relativamente pequeña (menos de 200 barriles) de una mezcla

especial de fluido de perforación, para llevar a cabo alguna tarea que el fluido de perforación regular no puede manejar efectivamente.

Pata de Mula – mecanismo inclinado colocado en el pozo para forzar la barrena en una dirección diferente al eje del pozo.

Pata de Perro – un sitio particular del pozo, donde la trayectoria del pozo tridimensional cambia rápidamente.

Pega Diferencial – una condición por medio de la cual la sarta de perforación (tubería de

perforación, lastra barrena y equipo asociado) no puede ser movido (rotado a lo largo del eje del hueco) debido a fuerzas de alto contacto causadas por la presión baja del reservorio, presiones altas de hueco, o ambas, ejercidas sobre un área suficientemente grande de la sarta de perforación.

Peine – la plataforma de trabajo aproximadamente a la mitad de la altura de la torre de

perforación o mástil que utilice el operario de torre o chango para almacenar tuberías de perforación y lastra barrenas en viajes fuera del agujero, de modo ordenado.

Percusor de Perforación (Martillo) – un aparato mecánico utilizado dentro del pozo para liberar

una carga de impacto a otro componente dentro del pozo, especialmente cuando este componente esta atrapado o pegado.

Pérdida Parcial de Circulación, Material para – material sólido mezclado dentro del cemento para tratar de reducir una eventual parada de flujo de fluido de perforación hacia una formación débil, fracturada u ordinaria.

Pérdida de Circulación – la reducción o total ausencia de flujo de fluido hacia el espacio anular, cuando el fluido es bombeado a través de la sarta de perforación.

Perforación Aireada – Técnica de perforación donde un gas es utilizado para enfriar la barrena y

levantar los recortes hasta superficie en vez del uso de fluidos convencionales. Perforación con Niebla – una variación de la perforación con aire, en donde una pequeña cantidad de agua gotea dentro del agujero desde la formación y es llevado afuera del agujero por


medio del aire comprimido utilizado para la perforación con aire. Esto muchas veces señala el lado de impedimento de la perforación práctica con aire, cuando el influjo se vuelvo demasiado para que el aire comprimido lo pueda “levantar” del agujero o cuando el agua producida (usualmente salina) se convierte en un problema de disposición o desecho.\

Perforación con Tubería Flexible – el uso de tubería flexible, acompañada con el uso de

motores de fondo para trabajar la barrena, para poder profundizar el pozo. Dependiendo del objetivo, esta opción tiene beneficios de bajos costos de movilización y costos diarios al comparar con un equipo completo, tubería de juntas de los equipos.

Perforación de Pozo Esbelto o de Diámetro Pequeño – un termino inexacto que describe un

agujero (asociado a un programa de tubería de revestimiento) significativamente mas pequeño que un acercamiento estándar.

Perforación Direccional – la desviación intencional del pozo de la dirección que tomaría de manera normal.

Perforación Dirigida – el control direccional intencional de un pozo que no esta basado en “objetivos” en tercera dimensión, sino más bien en resultados de las herramientas de registro de fondo, usualmente para mantener un pozo horizontal en la zona de producción.

Perforación Horizontal – un derivado del termino mas general de “perforación direccional”, en donde la salida del agujero descubierto desde vertical, excede los 80 grados o mas.

Perforación Rotativa – el método de hacer un agujero que cuenta con un movimiento circular continuo de la barrena para fracturar la roca en el fondo del agujero.

Perforador – supervisor del personal del equipo de perforación. El/ella opera las bombas,

trabajos trazados, la mesa rotaria mediante la consola del perforador- indicadores de control, niveles, reóstatos, instrumentos neumáticos, hidráulicos y otros.

Perforador Direccional – un individuo entrenado en la ciencia y arte de intencionalmente forzar un pozo a perforar a lo largo de una ruta predeterminada ideal en un espacio tridimensional, que usualmente incluye desviar el pozo de vertical y dirigirlo en una dirección especifica de compás. Permiso de Trabajo (PTW) – sistema de comunicación y control para los trabajos realizados en el equipo de perforación que requieren análisis de riesgo y supervisión especial de seguridad.

Pesca – el procedimiento de recobrar equipo perdido, tal como tuberías, en el pozo. Pescado – cualquier cosa pérdida en el hueco. No importa si el pescado consiste en una pieza de desecho de metal, una herramienta de mano, un pedazo de tubería de perforación o collares de


perforación, o un MWD y paquete de perforación direccional de miles de millones de dólares. Una vez que el componente se pierde, se referirán a el simplemente como “el pescado”.

Peso sobre la Barrena (WOB) – cantidad permisible de peso que se puede poner sobre la

barrena de perforación.

Piñón (Pin) – con forma de rosca macho, especialmente de mercancías tubulares y componentes de la sarta de perforación.

Piso del Equipo de Perforación – el área de trabajo para la cuadrilla de perforación cuando

conducen varias operaciones usualmente relacionadas a la adición o remoción de tubería de perforación a la o de la sarta de perforación.

Pistola – boquillas de pequeño diámetro de tungsteno de carbono usado en la barrena para producir alta velocidad del chorro de fluido de perforación al salir de la barrena.

Plataforma Autoelevable – una combinación autónoma de un equipo de perforación y una

plataforma flotante, conectada con largas columnas que pueden ser elevadas o bajadas independientemente una de la otra.

Polea – En el campo petrolero, este término usualmente se refiere, ya sea a las poleas montadas

permanentemente en la parte superior del equipo de perforación (los bloques de la corona), o a las poleas utilizadas para correr herramientas con linea de acero dentro del agujero.

Polímero “Croslinqueado” (cross-linked) – biopolímero producido por la presión de la bacteria en los carbohidratos, que produce grandes incrementos en aparente viscosidad.

Posicionamiento Dinámico – el mantenimiento de una embarcación, especialmente un barco de perforación o equipo de perforación semisumergible, en una localización especifica en el mar, por medio de unidades de propulsión controladas por computadora, llamados empujadores. Pozo Direccional – el pozo que requiere el uso de herramientas especiales o técnicas para asegurar que la dirección del pozo sea la correcta y le atine al objetivo, típicamente localizado lejanamente desde la parte superficial del pozo.

Pozo Exploratorio – un pozo exploratorio. El significado para la cuadrilla de perforación y

planificadores de pozo, es eso exactamente, por definición. Muy poco es conocido con certeza sobre la geología de subsuelo, especialmente el régimen de presión.

Pozo Improductivo – un agujero de pozo en el cual se ha determinado que no existe hidrocarburo en cantidades económicamente producibles.


Pozos Desviados – penetraciones en la corteza de la tierra cerca de un pozo propuesto, que son utilizados como puntos de data o información, cuando se planifica el Nuevo pozo.

Presa de Asentamiento – un tanque de acero abierto o enterrado en la tierra, lleno de lodo de

perforación que no ha sido revuelto o circulado. Al hacer que el lodo pase lentamente a través de un contenedor de este tipo, la mayoría de los sólidos de perforación se hundirán hacia el fondo, limpiando así un poco el lodo y haciéndolo un mejor fluido de perforación.

Presa de Reserva – en operaciones de tierra, un área de almacenaje enterrado en la tierra para el descarte de lodo de perforación. Presa de Succión – el tanque de lodo, usualmente hecho de acero, que esta conectado a la entrada del sistema de bombeo principal del equipo de perforación.

Presión Alta, Temperatura Alta (HPHT) – una descripción aplicada a pozos que en sentido general son mas calientes o tienen mayor presión de la normal.

Presión Anormal – La presión de poro de fondo que no es similar al gradiente de agua salada Presión de Fondo (BHP) – la presión en el fondo del hueco. Presión Diferencial – en general, es la diferencia de una medida de la fuerza por unidad de área (como libras por pulgadas cuadradas) entre dos zonas de diferente presión. Esto puede ser al medir la presión dentro y fuera de la tubería, un tanque presurizado, antes y después de una obstrucción que esta restringiendo el flujo o simplemente entre dos puntos a lo largo del recorrido de un fluido (como dos puntos a lo largo de una tubería) Presión Estática de Fondo (SIBP o SIBHP) – la fuerza por unidad de área ejercida en el fondo del agujero. Cuando es observada, esta cerca, ya sea del arbolito o de la columna del BOP.

Presión Hidrostática – la fuerza por área de unidad causada por una columna o fluido. Preventor (colocar) – el acto de colocar la tubería de perforación dentro del pozo cuando los preventores (BOP’s) están cerrados y la presión esta conteniendo el pozo.

Preventor Anular – una válvula grande utilizada para controlar fluidos del agujero descubierto al

cerrar un empaque flexible de neopreno reforzado alrededor de tubulares de diverso tamaño dentro del pozo.

Preventor de Arietes (Ram BOP) – un aparato que puede ser utilizado para sellar rápidamente la parte superior del pozo alrededor de la tubería en caso de que ocurra un evento de control de pozos.


Preventor de Arremetida o Reventón (BOP) – es una gran válvula en el extremo superior del

pozo que puede ser cerrada para asegurar el control de presión de un pozo en caso de que la cuadrilla de perforación pierda el control del fluido de formación. Un arreglo de preventor es cuando un preventor o más son utilizados.

Preventor Interno de Arremetida – una válvula colocada dentro de la sarta de perforación, que puede ser utilizada para prevenir que el pozo fluya sin control, hacia arriba, por medio de la sarta.

Profundidad de la Tubería de Revestimiento – profundidad donde se suspende la perforación

en un diámetro particular para correr y cementar la tubería de revestimiento. Este punto puede ser a una profundidad predeterminada, puede ser determinada en el sitio por un equipo especializado, puede ser seleccionada en sitio basada en la geología del pozo o determinada por problemas con la sección de agujero descubierto.

Profundidad Medida (MD) – la longitud del agujero, como es determinada por la regla o medidor de acero.

Profundidad Vertical Verdadera (TVD) – distancia vertical desde un punto en el pozo (fondo u otro especificado) hasta superficie, usualmente designado por la elevación de la mesa rotaria.

Profundizar – para profundizar el agujero abierto con la barrena de perforación. Perforar más allá. Protectores de Rosca (Guardarosca) – una barata, gastable, expansible, quizás hasta

desechable cubierta de rosca que empareja con las roscas en la sarta de perforación y componentes de la tubería de revestimiento. La función es la de prevenir impactos dañinos y otros contactos para la superficie de metal de las roscas. Algunos protectores son suficientemente fuertes y están provistos con ojos de izamiento, de modo que pueden conectarse dentro de una junta de tubería de perforación o lastra barrena o otros componentes y una cadena amarrada al ojo, para levantar la junta. Con excepción de este tipo, la mayoría de los otros tipos disponibles de protectores de roscas son relativamente económicas, siendo fabricadas de termoplásticos y diferentes resinas.

Prueba de Formación – procedimiento para probar la capacidad productiva de una formación de hidrocarburos.

Puerta en V (Vee-door) – la puerta volteada cabeza abajo en forma de V, que abre de un lado de

la torre de perforación para permitir que las tuberías largas y las herramientas puedan ser físicamente levantadas al interior de la torre de perforación. Esta apertura viene junto con el tobogán y la rampa del equipo de perforación.

Punto de Burbujeo – la temperatura y presión en la cual parte del liquido comienza a convertirse

en gas.


Q Quebracho – Arbol de Suramérica que es una fuente del extracto del tanino, que era utilizado como agente adelgazante del lodo de perforación. Hoy en día es rara vez empleado.


R Ram Ciego – componente de metal pesado y grueso que forma parte del preventor y que puede sellar el pozo cuando no hay tubería dentro del mismo Ram o Ariete Anular – el tipo de elemento de sellado que se encuentra en los preventores de sellado dividido de alta presión, el cual es fabricado con un hueco de medio circulo en el extremo (para ser emparejado con otro, colocado horizontalmente opuesto, de tamaño correcto para caber alrededor de la tubería de perforación. Rampa – una plataforma larga y rectangular de aproximadamente 3 pies de altura, usualmente

hecha de acero y que esta físicamente colocada perpendicular a la rampa al final del tobogán y es usado para un área de descanso para herramientas de equipo de perforación y sarta de perforación que están a punto de ser elevados y corridos o, al contrario, ya fueron corridas y están sido apartadas para ser guardadas.

Raspador – un aparato para limpiar lodo y enjarre de lodo de la pared del agujero cuando se corre

y cementa la tubería de revestimiento en el agujero.

Recortes – pequeñas partículas de formación que se desprende por acción de los insertos de la

barrena. Los recortes pueden ser separados del sistema de lodo en las temblorinas y son monitoreados de acuerdo a su composición, tamaño, forma, color, textura, contenido de hidrocarburos y otros factores determinados por el ingeniero de lodo, registros y otros miembros del equipo en sitio.

Registro de Calibración de Hoyo – medición del diámetro del agujero descubierto a través de su profundidad.

Registro de la Barrena – documentación de los trabajos de la barrena en un pozo en particular. Registro de Rayos Gamma – un sistema de medición de evaluación de formación que es bastante común y económico, útil para correlacionar un pozo con el otro.

Registro-Durante-Perforación (LWD) – la medición de propiedades de la formación durante la

excavación del agujero como tal, o poco tiempo después, a través del uso de herramientas agregadas para pasar a ser parte integral del ensamble de fondo.

Registros de Cementación (CBL) – medida de la integridad de la cementación, especialmente para determinar si el cemento esta adherido firmemente en la parte exterior de la tubería de revestimiento. El registro es típicamente de naturaleza sónica y viene en distintos tipos dependiendo del proveedor de servicios y el fabricante de la herramienta.


Registros Eléctricos – medición de las propiedades de la formación con instrumentos que manejan electricidad para inferir las propiedades importantes en las tomas de decisiones en un pozo y para gerenciar eficientemente el reservorio.

Reporte Diario de Perforación – registro de las operaciones diarias del equipo. Representante de la Compañía (Company Man) – el representante de la operadora en locación. Para operaciones de tierra, el/ella esta normalmente a cargo de los asuntos operacionales en la locación. El/ella es completamente responsable por la seguridad y eficiente operación del proyecto. Costa Afuera, depende de los requerimientos de acuerdo a las regulaciones, puede haber un Gerente de la instalación costa afuera, quien estará a cargo de la operación, arriba del representante de la compañía en materia de seguridad y de integridad de la plataforma, pero no en los asuntos operacionales.

Rendimiento – el volumen que un saco de cemento seco ocupara después de que el agua de

mezcla y aditivos especiales sean mezclados para formar una lechada de la densidad deseada. Comúnmente expresado en unidades americanas como pies cúbicos por saco. La mínima fuerza de resistencia especificada de acero utilizada en tubería. Por ejemplo la resistencia de la tubería de revestimiento N-80 es de 80,000 psi.

Resistencia a la Compresión – el máximo esfuerzo a la compresión que un metal puede soportar sin una tener una deformación definitiva.

Reunión de Seguridad – punto débil colocado intencionalmente en la sarta de perforación. Este punto débil es colocado para que en caso de exceder el peso o la tensión predeterminada, esta junta se rompa y el resto de la sarta pueda ser salvada.

Romper Circulación – establecer circulación después de condiciones estáticas de flujo o de no tener flujo alguno. Esto puede ser después de un período corto, como toma de registro, realizar una conexión o después de un período prolongado de tiempo como sacar o meter la sarta. Rotor – un aparato mecánico para rotar la flecha o “Kelly”. Elemento interior que gira en un motor de fondo


S Salmuera – líquido salino, usualmente usado en operaciones de completación, y con un

incremento en el uso por perforadores al entrar en las zonas productoras. Las salmueras son usadas por tener una densidad mayor a la de agua fresca sin la adición de partículas sólidas que pueden ocasionar daño a la formación. Tipos de salmueras incluyen salmueras cloradas (con calcio o sodio), bromadas y más recientemente formatadas.

Sarta de Perforación – la combinación de la tubería de perforación y el ensamble de fondo, junto con otras herramientas utilizadas para hacer que la barrena de perforación gire en el fondo. Sarta Intermedia de Tubería de Revestimiento – una longitud de tubería utilizada debajo de la

sarta de tubería de revestimiento – sección superficie, pero antes de correr la tubería de revestimiento-sección producción, para así aislar una o mas zonas del agujero descubierto y permitir que el pozo sea perforado con mas profundidad.

Sarta Telescópica – sarta de perforación o tubería de revestimiento que cosiste de más de un

diámetro. En la mayoría de las tuberías telescópicas, el diámetro más grande se va a encontrar en el tope y el diámetro más pequeño en el fondo.

Semisumergible – un tipo particular de barcaza o plataforma que es soportada por estructuras

que están sumergidas por debajo del nivel del mar. Equipos semisumergibles, Semisub o Semi pueden ser usados para perforación, reparación y plataformas de producción dependiendo del tipo de equipo que esta en ella.

Sistema Cerrado de Televisión (CCTV) – sistema de cámaras posicionadas alrededor del equipo para asistir con las operaciones.

Sistema de Amigos – un método para emparejar a dos personas para mutua ayuda y protección. Sistema de Circulación – todo el recorrido que realiza el fluido de perforación. Sobrebalance – la cantidad de presión (o fuerza por área de unidad) en el agujero que tiene exceso de presión de fluidos en la formación.

Suabeo (Sondeo) – disminución de la presión en el pozo causada por el movimiento de la tubería, herramientas de registro, copas de sellos en el pozo.

Substituto – cualquier componente pequeño de la sarta de perforación, como por ejemplo una lastra barrena corta o una combinación de roscas.


Substituto de Protección – un pequeño pedazo de lastra barrena que tiene roscas macho de un

lado y roscas hembra del otro. Se encuentra atornillado al fondo del “Kelly” o “Top Drive”, de modo que cuando se conecta al resto de la sarta de perforación, la conexión más baja, lleva la fuerza del agua y desgarre y no el “Kelly” o “Top Drive”.

Sulfato de Hidrogeno (H2S) – un gas extraordinariamente venenoso con la formula molecular H2S.


T Tabla Rotaria (Mesa Rotaria) – la sección del piso de la torre de perforación que rota o gira y

que provee el poder o potencia para girar la sarta de perforación en el sentido del reloj (viéndolo desde lo alto y mirando hacia abajo).

Tanque de Lodo Activo (AMT) Tapón y Abandono (P&A) – para preparar el pozo para su cierre permanente, usualmente después de que cualquier registro determina que existe potencial insuficiente de hidrocarburos para completar el pozo o después de que las operaciones de producción han sido realizados a su máximo y el reservorio haya sido drenado.

Tarifa Diaria – el costo diario para la operadora de renta del equipo de perforación, el personal y los suministros rutinarios asociados con esto.

Temblorina (Shale Shaker) – el primero y quizás el equipo mas importante del taladro para remover los sólidos de perforación del lodo. El concepto es simplemente una malla vibradora.

Temperatura Dinámica de Fondo (BHCT) – temperatura de un fluido circulante (aire, lodo, cemento, agua) en el fondo del pozo después de muchas horas de circulación. Esta temperatura es más baja que la temperatura estática de fondo.

Temperatura Estática de Fondo (BHST) – la temperatura en el fondo del pozo en condiciones

estáticas y sin alteraciones.

Templado – el proceso por medio del cual los componentes del acero se tornan menos resistentes al rompimiento y generalmente mucho más débiles en fuerza tensora.

Tiempo de Espera por Cemento (WOC) – actividades realizadas mientras no se esta perforando, dando tiempo a las lechadas de cementación que fragüen, se solidifiquen y desarrollen su consistencia o fuerza de compresión.

Tolva – en general cualquier contenedor para retener o utilizar productos de abultamiento, especialmente aditivos de fluido de perforación. También es el aparato utilizado para facilitar la adición de aditivos de fluido de perforación a todo el sistema de lodos.

Torre de Perforación – estructura usada, especialmente costa fuera, para soportar el bloque de

la corona y por lo tanto las sartas de perforación. Las torres de perforación son usualmente de forma piramidal y ofrecen un buen radio de fuerza-peso.

Tramo – extensión de tubería, usualmente se refiere a la tubería de perforación o revestimiento.


Trazas (Muestras) – una observación de superficie de hidrocarburo líquido, usualmente observada como florescencia del líquido en los recortes, cuando se miran con luz ultravioleta.

Trazas o Muestras de Gas – gas que se reporta a la superficie, usualmente evidente en el lodo

como densidad reducida.

Tubería Atrapada o Pegada – una porción de la sarta de perforación que no puede ser movida de modo normal, ya sea rotando o verticalmente.

Tubería Corta de Revestimiento o “Liner” – una sarta de tubería de revestimiento que no se extiende hasta la parte superior del agujero descubierto, sino mas bien esta anclado o guindado dentro del fondo de la tubería de revestimiento anterior.

Tubería de Elevación o “Riser” – una tubería de gran diámetro que conecta la chimenea marina BOP a un equipo de perforación de superficie flotante, para que el lodo que retorna pueda ser llevado a la superficie.

Tubería de Perforación – un conducto tubular de acero con puntas de rosca llamadas juntas. La tubería de perforación sirve para conectar el equipo de superficie del equipo de perforación con el ensamble de fondo y la barrena, ambos para bombear fluido de perforación a la barrena y para poder aumentar, disminuir y rotar el ensamble de fondo y la barrena.

Tubería de Perforación Extrapesada (HWDP) – una tubería de perforación especial fabricada con un tubo de pared gruesa, juntas más largas, y un protector integral en el medio de la tubería. La tubería de mayor peso es usualmente utilizada en zonas de transición o en vez de las lastra barrenas, para aplicar peso en la barrena en agujeros de menor diámetro y horizontales.

Tubería de Revestimiento (CSG) – tubería de mayor diámetro, usualmente de acero, que puede

ser introducida dentro del pozo y normalmente cementada en sitio.

Tubería Flexible – sección continua de tubería enrollada en un carrete para su transporte. La

tubería es enderezada antes de su introducción en el pozo y enrollada nuevamente a su salida del pozo para transportarla y almacenarla.

Tubería Lavadora – en una operación de pesca, una tubería de gran diámetro, tal vez conectada

con un aparato interno de arpeo y superficies de recortes de carburo de tungsteno en el fondo, con el propósito de bajar sobre un pescado perdido en el agujero, cerrando sobre el y recuperando al mismo.


Tubería Superficial de Revestimiento – una sarta de tubería de gran diámetro y de relativamente baja presión, que es colocada en formaciones poco profundas, aun competentes, para cumplir varias funciones.

Turnkey – un tipo de arreglo financiero para la perforación de un agujero que coloca riesgo considerable (y una potencial recompensa) en el contratista de perforación. Bajo este tipo de arreglo, el contratista de perforación asume la completa responsabilidad por el pozo, hasta cierto objetivo, como por ejemplo la corrida exitosa de registros al final del pozo, la cementación exitosa de una tubería de revestimiento en un pozo, o inclusive la completación del pozo. Hasta que este objetivo es logrado, la operadora no debe nada al contratista. El contratista corre con todos los riesgos de problemas en el pozo, y en casos extremos, se vera en la necesidad de abandonar el pozo por completo y volver a comenzar. En recompensa por asumir este riesgo, el precio del pozo es un poco más elevado de lo que costaría un pozo relativamente sin problemas. Por lo tanto y si el contratista sale exitoso en perforar un pozo sin problemas, la contingencia adicional se vuelve ganancia. Una advertencia: algunas operadoras han sido obligadas, debido a la intervención de agencias gubernamentales regulatorias, a remediar pozos problema, como por ejemplo arremetidas, en caso de que el contratista turnkey no lo haga. Turno o Viaje – (“Torre”) un turno de trabajo de una cuadrilla de perforación. Por naturaleza, las

operaciones de perforación son normalmente de 24 horas. Como resultado, usualmente existen dos cuadrillas por separado trabajando doce horas de turno para mantener la operación andando. Algunas compañías podrían tener 3 turnos de ocho horas, como su horario de trabajo preferido.


U Unidad de Perforación Móvil Costa Afuera (MODU) – un termino genérico para virtualmente,

cualquiera de los muchos tipos de maquinas flotantes autónomas o maquinas de perforación flotantes como por ejemplo, equipos autoelevables de perforación, semisumergibles y sumergibles.

Unión Giratoria (Swivel) – sistema mecánico que permite simultáneamente suspender el peso

de la sarta de perforación y rotar los componentes suspendidos y la parte superior sin rotación. Permite el flujo a altos gastos y presiones de fluido de perforación por la sección rotatoria sin tener fugas.


V Válvula de Lengüeta - una válvula “check” que tiene una abrazadera cargada de compuertas que puede ser bombeada a través, generalmente en dirección al agujero, pero cierra si el fluido trata de fluir de regreso hacia la superficie, por la sarta de perforación. Válvula de Contrapresión – herramienta que permite el flujo en una sola dirección. Existen varios diseños en uso, típicamente ayudan en las operaciones de control de pozo y de cementación. Velocidad Anular – la velocidad a la que se mueve el fluido de perforación en el espacio anular. Velocidad de Penetración (ROP) – velocidad de perforación. Sinónimos – Velocidad de Penetrado (P-Rate), Velocidad de Penetración (ROP).

Velocidad de Perforación – la velocidad a la cual la barrena de perforación puede fracturar la

roca debajo de la misma y por lo tanto profundizar el agujero del pozo. Esta velocidad es usualmente reportada en unidades de pies por hora o metros por hora

Velocidad de Salida – la velocidad a la cual llega el fluido de perforación cuando es acelerado a través de las toberas de la barrena.

Ventana – perforar un agujero secundario fuera del agujero original. Esta operación puede hacerse

intencionalmente o puede ocurrir por accidente. Ver preventor de arremetidas

Viaje Redondo – la operación completa de remover la sarta de perforación del agujero y volverla

a correr dentro del agujero.

Viscosidad – es la medida de la resistencia que presenta un fluido a fluir.


X X/o – combinación (Crossover) X-Hole – modismo del campo petrolero para una junta con rosca llamada Xtra-Hole, patentada y registrada por Hughes Tool Company. Aun cuando existen muchas otras roscas estándar, X-Hole es probablemente la más comúnmente encontrada hoy en día, en el campo petrolero.


Z Zapata de Tubería de Revestimiento – sección más profunda de la sarta de revestimiento, incluye la sección cementada alrededor de la sarta.

Zapata Flotadora – una pequeña pieza de equipo, muchas veces con los extremos redondeados, conectada a una válvula “check”, muchas veces encontrada en el fono de la tubería de revestimiento. Zapata Guía – una pequeña pieza de equipo, muchas veces con los extremos redondeados, muchas veces encontrada en el fono de la tubería de revestimiento.

Zerk – una conexión en equipo que acomoda equipo similar en una pistola de grasa. El zerk permite a las grasas ser inyectadas pero forma un sello para prevenir la entrada de sucio cuando la pistola de grasa sea removida.

Sistemas de Equipo de Perforación y Operaciones de perforación de Schlumberger

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