Tesis Del Pozo Rgd-x1001 Perfo i

PROYECTO DE PERFORACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO RGD-X1001 CON OBJETIVOS HUAMAMPAMPA Y SANTA ROSA HPHT

TEMA:

PERFORACION DEL POZO EXPLORATORIO RGD-X1001 HPHT

NOMBRE

GUTIERREZ ALCOCER JUAN CARLOS

FECHA:

03/11/2017

Carrera

Ingeniería en Gas y Petróleo

Asignatura

PERFORACION I

Grupo

A

Docente

ING. GISSELL NOGALES SOLIZ

Periodo Académico

Quinto semestre

Subsede

Cochabamba

Copyright © (2017) por (Juan C. Gutierrez). Todos los derechos reservados.

TITULO: PERFORACION DEL POZO EXPLORATORIO RGD-X1001

AUTOR: GUTIERREZ ALCOCER JUAN CARLOS

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RESUMEN: El pozo RGD-X1001 está ubicado en el departamento de santa cruz en la provincia de cordillera con características de presiones altas y temperaturas altas con su sigla en inglés HPHT. Y los reservorios localizados se encuentran en las formaciones de HUAMAMPAMPA con presencia de Areniscas de muy baja porosidad, limonitas con intercalación de lutitas, con presión de 13500 psia a una profundidad de 4400 m. Y en la formación SANTA ROSA con litología de la formación de Lutitas, limonitas oscuras, limo y arena fina a una profundidad de más de 5200 metros y a una presión de formación de 13339 Psia a una temperatura de 343 °F este tipo de perforacion no se realizó nunca en BOLIVIA donde sería la primera vez que se realizara este tipo tipo de perforación. Y para ello se requiere un alto grado de conocimiento técnico de perforacion y las herramientas, materiales y productos químicos deben tolerar el ambiente hostil. Es por ello que se hacen estas evaluaciones de laboratorio, en donde se incluyen tres categorías principales: fluidos, dispositivos mecánicos y componentes electrónicos. Que se utilizara para lograr una buena perforacion.

rese rvorio, litología. Palabras claves: presiones altas, temperaturas altas, reservorio,

SUMMARY The well RGD-X1001 is located in the department of santa cruz in the province of cordillera with characteristics of high pressures and high temperatures with its acronym in English HPHT. And the localized reservoirs are found in the formations of HUAMAMPAMPA with the presence of very low porosity sandstones, limonites with shale intercalation, with a pressure of 13500 psia at a depth of 4400 m. And in the SANTA ROSA formation with lithology of shale formation, dark limonites, silt and fine sand at a depth of more than 5200 meters and a formation pressure of 13339 Psia at a temperature of 343 ° F this type of drilling is not never realized in BOLIVIA where it would be the first time that this type of perforation was carried out. And for this a high degree of technical knowledge of drilling is required and the tools, materials and chemical products must tolerate the hostile environment. That is why these laboratory evaluations are made, which include three main categories: fluids, mechanical devices and electronic components. That will be used to achieve a good drilling. Keywords: high pressures, high temperatures, reservoir, lithology

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CAPITULO I .............................................................................................................................................. 6 INTRODUCCIÓN: ................................................................................................................................ 6 2.

OBJETIVOS: ..................................................................................................................................... 7 2.1

Objetivo general: ........................................................................................................................ 7

2.2

Objetivo específico:.................................................................................................................... 7

3.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA:.......................................................................................... 8 3.1 FORMULACION FORMULACION DEL PROBLEMA:.................................. ................ ................................... .................................. ................................... ....................... ..... 8

4. VARIABLES: ........................................................................................................................................ 8 4.1 VARIABLE INDEPENDIENTE: .................................................................................................... 8 4.2 VARIABLE DEPENDIENTE: ........................................................................................................ 8 5. JUSTIFICACIONES: ............................................................................................................................. 9 5.1 JUSTIFICACION TECNICA: ......................................................................................................... 9 5.2 JUSTIFICACION ECOMICA: ........................................................................................................ 9 5.3 JUSTIFICACION SOCIAL: ............................................................................................................ 9 6

ÁRBOL DE PROBLEMAS ............................................................................................................. 10

7. ANTECEDENTES:................................... .................. .................................. ................................... ................................... .................................. ................................... ..................... ... 11 7.1 Antecedentes generales: ................................................................................................................. 11 7.2 Antecedentes específicos: .............................................................................................................. 11 8. REVISON DE LA LITERATURA: ..................................................................................................... 11 9.

PROPÓSITO: ................................................................................................................................... 11

CAPITULO II .......................................................................................................................................... 12 10.

MARCO TEORICO ..................................................................................................................... 12

10.1 ¿Que son los pozos HPHT? ......................................................................................................... 12 10.2 PARÁMETRO VITAL DE LOS POZOS HPHT: ........................................................................... 12 

El protocolo de pruebas para los fluidos: ..................................................................................... 12



Los componentes electrónicos y los sensores: ............................................................................. 13



El fluido de perforación: .............................................................................................................. 13

10.3 Clasificación de pozos HPHT: ......................................................................................................... 13 11. 

POZO HPHT EN EL DEPARTAMENTO DE SANTA CRUZ BOLIVIA: BOLIVIA: .......................... ........ ....................... ..... 15 MAPA GEO-REFERENCIACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO RGD-X1001 ........................ 15

Coordenadas U.T.M: ............................................................................................................................ 15 11.1 PLANO TOPOGRAFICO DE LA PLANCHADA PARA EL CAMPAMENTO: ..................... .................. ... 16 11.2 PRESION DE FORMACION, PRESION DE FRACTURA Y TEMPERATURAS ESTIMADOS DEL POZO RGD-X10001 ........................................................................................... 16

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13 LITOLOGÍA X1001 ........................................................................................................................... 17 14. EQUIPOS PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS HPHT:.................................. ................. ................. 18 14.1 POTENCIA: ................................................................................................................................. 18 14.2 Izaje:............................................................................................................................................. 19 

Diseño de mástil: .......................................................................................................................... 19



Un Mástil: ..................................................................................................................................... 19



Mástiles y Torres de Perforación API: ......................................................................................... 19



Especificaciones Principales .................................................................................................. 20

14.3 Rígidas Subestructuras API .................................. ................. .................................. ................................... .................................... ................................... ................. 20 

Subestructura Telescopio ......................................................................................................... 20

14.4 Bloques Corona API ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ............................. ............ 21 14.5

GANCHOS API DE TRABAJO PESADO ......................................................................... 22

14.6 POTENTES MALACATES API ................................................................................................. 24 

Malacates con los que puede contar: ........................................................................................ 24

14.7 POLEAS VIAJERAS API: .......................................................................................................... 26 14.8 UNIONES GIRATORIAS API DE TRABAJO PESADO .................................. ................. ................................... ........................ ...... 27 15. CIRCULACIÓN: ............................................................................................................................... 29 15.1 BOMBAS DE LODO API ........................................................................................................... 30 

Bombas de Lodo Confiables y Rentables: ................................................................................... 31



Rendimiento Probado en Campo: ................................................................................................ 31

16. ROTACIÓN: ...................................................................................................................................... 32 16.1 POTENTES MESAS ROTARIAS: ............................................................................................. 33 16.2 SARTA DE PERFORACION: .................................................................................................... 34 La tubería de perforación. .................................................................................................................... 35 ....................................................................................................................................... 36 El peso de los lastrabarrenas . .............................................................................................................. 37 17. SEGURIDAD: .............................................................................................................................. 37 SISTEMAS DE PERFORACIÓN ........................................................................................................... 39 18. TUBERIAS DE REVESTIMINETO:.................................. ................ ................................... .................................. ................................... ........................ ...... 41 18.2 Funciones: .................................................................................................................................... 42 

GRADO DE LAS TUVERIAS DE REVESTIMIENTO QUE SE UTILIZO: ........................ .................. ...... 42

18.4 ESQUEMA DEL POZO RGD-X1001 ........................................................................................ 43 18.5 DETALLE DE CAÑERIAS: ....................................................................................................... 44 19. PROVISION DE TREPANOS A UTILIZAR EN LA PERFORACION DEL POZO RGD-X1001 45 

Cantidad mínima de trepanos requeridos ................................................................................. 45

4



------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Códigos IADC para barrenas de cortadores fijos .................................. ................ .................................... ................................... ................. 47



RESUMEN DE TREPANOS A UTILIZAR EN LA PERFORACIÓN .................................. ............................. ..... 48

20.

USO Y SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN:....................................................... 49

20.1 PROPIEDADES .................................. ................ ................................... .................................. ................................... ................................... ................................... .................. 50 

PROPIEDADES QUÍMICAS .................................................................................................. 51

21.

FLUIDOS DE PERFORACION .................................................................................................. 52

22.

HERRAMIENTAS DE FONDO FONDO DE POZO PARA EL POZO RGD-X1001. ........................... 56

22.1 Amortiguador de perforación (absorber) ..................................................................................... 56 22.2 Estabilizadores de perforación ..................................................................................................... 57 22.3 Tijeras de perforación .................................................................................................................. 57 22.4

Protectores de cañería. .......................................................................................................... 57

22.5 Herramientas de pesca. ................................................................................................................ 58 23.

SELECCIÓN DE COMPONENTES CRÍTICOS Y PRODUCTOS: ....................................... ...................... .................... ... 59

23.1 Retardador: ................................................................................................................................... 59 22.3 Estabilizador: ............................................................................................................................... 60 22.4 Estabilizador de lechada: ............................................................................................................. 60 22.5 Agentes densificantes: ................................................................................................................. 61 22.6 Control de pérdida de fluido y migración de gas ................................... .................. ................................... ................................... .................... ... 61 22.7 Control de retrogresión de la fuerza del cemento: ................................. ................ ................................... ................................... .................... ... 61 22.8 Mezcla de agua: ........................................................................................................................... 62 22.9 Aditivos de expansión para mejorar la cementación: .................................................................. 62 CAPITULO 3 ........................................................................................................................................... 65 MARCO PRACTICO .......................................................................................................................... 65 PARA LA OBTENCION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION .................................. ................. ................................ ............... 65 23.

CONCLUCION:........................................................................................................................... 75

RECOMENDACIONES: ......................................................................................................................... 76 BIBLIOGRAFIA: .................................................................................................................................... 77 ANEXO .................................................................................................................................................... 78 RESUMEN DE LAS PROPIEDADES RECOMENDADAS.................................. ................ .................................... ................................ .............. 79

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CAPITULO I INTRODUCCIÓN: En la provincia de cordillera en rio grande departamento de SANTA CRUZ se realizara una perforación con características HPHT que son pozos a altas presiones y altas temperaturas, que los pozos objetivos se encuentra en estas condiciones y a una profundidad de más de 4400 m y 5200 metros. Localizados en distintas formaciones como ser en huamampampa y santa rosa. Este tipo de pozos representan problemas relacionados directamente con condiciones extremas, las cuales ponen a prueba las capacidades tecnológicas e incrementan el riesgo de las operaciones. Este trabajo se enfoca en la investigación de las tecnologías disponibles y los retos que presenta la perforación en yacimientos con condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT). Partiendo del concepto HPHT, se muestra la importancia de este tipo de ambientes para la industria petrolera y la necesidad de actualizar los conocimientos mientras se genera experiencia en esta área. Y por lo tanto este tipo de pozo tiene un presión que es altamente superior a las presiones anormales que se conocen comúnmente y donde se requerirá un amplio conocimiento sobre los tipos de preventores, tuberías de revestimiento, trepanos para distintas formaciones, y herramientas de fondo a utilizar en este tipo de pozo, pero donde se utilizara dos tipos de fluidos como ser base agua extendida, Base agua, base aceite (OBM). Nuestro objetivo es mostrar una recopilación de información obtenida de diversas fuentes, analizarla y plasmarla como una serie de observaciones y recomendaciones que sean de utilidad práctica en la reciente intrusión a los ambientes HPHT que ocurre ocurr e en nuestro país.

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2. OBJETIVOS: 2.1 Objetivo general: Lograr el estudio técnico y la implementación de herramientas, materiales y productos químicos que deben tolerar el ambiente hostil. e incluir categorías principales, para lograr la perfecta perforación exploratoria del pozo RGD-X1001 ubicado en rio grande provincia cordillera.

2.2 Objetivo específico: 1.

Obtener los conceptos fundamentales sobre los pozos HPHT.

2.

Realizar un estudio geofísico para localizar las características de las formaciones litológicas.

3.

Analizar y describir los equipos adecuados para la perforacion del pozo objetivo.

4.

Determinar el tiempo durante el cual las herramientas, materiales y productos químicos deben tolerar el ambiente hostil.

5.

Identificar el tipo de tuberías de revestimiento y válvulas a utilizar para este tipo de pozos.

6.

Realizar los cálculos correspondientes para el diseño de perforacion del pozo RGDX1001 rio grande con características HTHP.

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3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA: En el departamento de santa cruz en rio grande en la provincia de cordillera mediante el estudio geofísicos, y la aplicación de la sísmica 3D al pozo exploratorio RGD-X1001 con formaciones objetivo HUAMAMPAMPA Y SANTA ROSA, se determinó la existencia de hidrocarburos, a una profundidades de 4400 m y 5200 metros, con presiones de 13500 psia en la formación HUAMAMPAMPA y con una presión de 13329 psia en la formación SANTA ROSA. Que realmente supera a las presiones anormales que comúnmente se perforan en Bolivia y por lo cual se lo considera un pozo con características HPHT (High Presure, High Temperature), y para lograr la perforación perforació n exploratoria se requerirá reque rirá un mayor conocimiento sobre estos tipos de pozos existentes y la tecnología como ser las herramientas, materiales y productos químicos que deben tolerar el ambiente hostil. Para realizar una correcta perforación del pozo RGDX1001.

3.1 FORMULACION DEL PROBLEMA: Mediante la implementación de un análisis técnico y herramientas, materiales y productos químicos que deben tolerar el ambiente hostil. En el pozo RGD-X1001 con características de HPHT, se podrá realizar la perfecta perforación del pozo atravesando las formaciones HUAMAMPAMPA Y SANTA ROSA llegando a su objetivo para su dicha producción del reservorio.

4. VARIABLES: 4.1 VARIABLE INDEPENDIENTE: Problemática en

la perforacion de pozos con características HPHT en las formaciones

litológicas de HUAMAMPAMPA Y SANTA ROSA.

4.2 VARIABLE DEPENDIENTE: Falta de conocimiento técnico y equipamiento de herramientas especiales para la perforacion del pozo con características presiones altas y temperaturas altas.

8



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5. JUSTIFICACIONES: 5.1 JUSTIFICACION TECNICA: Se requerirá herramientas especiales para la perforacion de las formaciones

de

HUAMAMPAMPA Y SANTA ROSA porque se encuentran a altas presiones y altas temperaturas y la perforacion sin tener conocimiento sobre los parámetros de.

Las

herramientas, materiales y productos químicos que deben tolerar el ambiente hostil.

5.2 JUSTIFICACION ECOMICA: El costo para la perforacion en las formaciones mencionadas es de alto precio económico porque es la primera vez que se realizara la perforacion en Bolivia y las herramientas que se utilizara son de alto costo económico y tanto el requerimiento del personal técnico para realizar la perforacion.

5.3 JUSTIFICACION SOCIAL: Al realizar la perforacion adecuada y con éxito será un buen beneficio económico por la explotación del gas encontrado en las formaciones de HUAMAMPAMPA y SANTA ROSA.

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6 ÁRBOL DE PROBLEMAS. EFECTO

Intercalacion de arniscas y lutitas que tiene muy baja porosidad

Problemas con la presion hidrostatica

Variación de viscocidad y densidad en la circulacion del fluido de perforación

Altos costos de adquicicion de equipos

Capacitacion del personal para este tipo de pozos

¿Metodos para la perforación con tecnologia adecuada en pozos HPHT

FORMACIÓN LITOLOGICA

ALTAS PRESIONES 12032 13329Psia

ALTAS TEMPERATURAS 302-343 °F

CAUSA

10

Carencia de equipos tecnologicos

PERSONAL NO CAPACITADO



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7. ANTECEDENTES: 7.1 Antecedentes generales: ALAN CASTELLANOS DORANTE (tesis) Año 2013 nos indica las nuevas tecnologías de perforacion HTHP problemática y limitaciones operativas enfocadas a la perforación de d e pozos en aguas profundas.

7.2 Antecedentes específicos: ALAN CASTELLANOS DORANTE DORANTE (tesis) Año 2013. Su presente trabajo está enfocado enfocado en la investigación y análisis análisis de las tecnologías disponibles y los retos que puedan presentarse durante la perforacion en pozos de alta presión y alta temperatura (HTHP) ya sea en superficies marinas o terrestres.

8. REVISON DE LA LITERATURA: El presente informe es determinado mediante fuentes informáticas de YPFB, que realizaron los estudios geofísicos para la determinación de las formaciones litológicas a atravesar, y poder llegar perforando a nuestros objetivos localizados en distintas formaciones litológicas.

9. PROPÓSITO: Es obtener un buen conocimiento teórico sobre la perforacion de pozo localizado en santa cruz RGD-X1001 con objetivos HUAMAMPAMPA y SANTA ROSA, donde será el primer pozo perforado con condiciones condicion es de altas presiones y altas temperaturas donde se s e necesita un estudio profundo sobre los equipos a utilizar para par a este es te tipo de pozos para que ocurra un descontrol de pozos.

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CAPITULO II 10. MARCO TEORICO GENERALIDADES 10.1 ¿Que son los pozos HPHT? Se llaman pozos APAT (Alta Presión Alta Temperatura) o HPHT (High Pressure High Temperature) a aquellos cuyos valores de temperatura de fondo y de presión estática, presentan una magnitud que sea considerada como fuera de los rangos considerados “habituales” de

operación. Este tipo de pozos representan problemas relacionados directamente con condiciones extremas, las cuales ponen a prueba las capacidades tecnológicas e incrementan el riesgo de las operaciones. HPHT es un término relativo a los pozos con valores de temperatura o presión estática de fondo estáticos más altos que lo normal del gradiente hidrostático de presión y del gradiente geotérmico de la tierra. Los pozos llamados Ultra-HPHT exceden los límites operativos prácticos de la tecnología de componentes electrónicos existente. Las predicciones cuantitativas de la presión estática de formación, previas a la perforación, son esenciales para la perforación segura y económica de las zonas sobre presionadas. La incertidumbre asociada a la predicción de la presión estática de objetivos más profundos, mediante métodos de medición de velocidad y extrapolación se ve afectada en comparación a los objetivos más someros debido a la pérdida de resolución de las herramientas.

10.2 PARÁMETRO VITAL DE LOS POZOS HPHT: Es el tiempo durante el cual las herramientas, materiales y productos químicos deben tolerar el ambiente hostil. Es por ello que se hacen estas evaluaciones de laboratorio, en donde se incluyen tres categorías principales: fluidos, dispositivos mecánicos y componentes

electrónicos 

El protocolo de pruebas para los fluidos: Es a menudo complejo e implica evaluaciones de la reología, la filtración, la corrosión y las propiedades mecánicas 12



------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Los dispositivos mecánicos: Incluyen sellos, filtros y empacadores, además de piezas rotativas y alternativas, tales como ejes, pistones, válvulas y bombas. Aparte de la exposición a condiciones HPHT, la prueba de calificación incluye el contacto con peligros tales como los impactos mecánicos y la presencia de ácido sulfhídrico [H2S], dióxido de carbono [CO2] y fluidos erosivos cargados de partículas.



Los componentes electrónicos y los sensores: Son particularmente vulnerables a las altas temperaturas. El desafío clave es la estabilidad de los materiales plásticos o compuestos que proveen a los componentes electrónicos modernos integridad estructural y aislamiento. los ingenieros especialistas en equipos para campos petroleros deben determinar el límite del tiempo operacional de los componentes electrónicos existentes, bajo condiciones de fondo de pozo simuladas.



El fluido de perforación: Debe ser químicamente estable y no corrosivo bajo condiciones HPHT.

10.3 Clasificación de pozos HPHT: Estas clasificaciones dividen al término HPHT en tres categorías principales: 

La primera categoría se refiere a los pozos con presiones iniciales entre los 10,000 psi y los 20,000 psi y una temperatura de yacimiento de los 300°F a los 400 °F. Actualmente, muchas de las operaciones HPHT. particularmente en la provincia de cordillera cae dentro de la primera categoría.

 La segunda categoría es llamada “Ultra HPHT” e

incluye a cualquier yacimiento con

presiones de más de 20,000 y menos de 30,000 psi, con temperaturas entre los 400 y 500 °F.  La tercera clasificación se llama “HPHT extremo” con

presiones de yacimiento que

van de los 30,000 a los 40,000 psi y con temperaturas entre los 500 y 600 °F. Esta categoría es la que presenta las brechas tecnológicas más significativas

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Tabla 1 clasificación de pozos HPHT

Tabla 2 clasificación de pozos HPHT Si bien los pozos de alta presión y alta temperatura en esencia son perforados, estimulados, producidos y monitoreados en forma similar a los pozos con condiciones menos exigentes, el ambiente HPHT limita el rango de materiales y tecnologías disponibles para explotar estos yacimientos. No existen normas aplicables a toda la industria que definan las condiciones HPHT y la interrelación asociada entre la temperatura y la presión. En un esfuerzo para esclarecer esas definiciones, varias compañías y operadoras han dado diferentes clasificaciones. Es importante destacar que el esquema de clasificación HPHT de cualquier operadora o prestadora de servicio no se limita a pozos que satisfacen simultáneamente los criterios de temperatura y presión. Si cualquiera de los parámetros cae dentro de una de las tres regiones HPHT, el pozo se clasifica según sea la región en la que se encuentre. 14



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11. POZO HPHT EN EL DEPARTAMENTO DE SANTA CRUZ BOLIVIA: 

MAPA GEO-REFERENCIACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO RGD-X1001

El campo rio grande está ubicado en el departamento de santa cruz, a aproximadamente a 60 km. Al sur de la ciudad de santa cruz de la sierra. La profundidad total de este pozo está programada a los 5500 m. con objetivo principal la formación santa rosa y objetivo secundario, la formación HUAMAMPAMPA, con un tiempo estimado de operaciones de 240 días de perforación. .

Coordenadas U.T.M:

RGD-X1001

UTM X:507.963,6 UTMY:8.004.342,9 Projection:UTM Zona 20 S

Zt:340 m.s.n.m F. huamampamapa Zt: -4160 m.s.n.m UTM X:507.963,6 15



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11.1 PLANO TOPOGRAFICO DE LA PLANCHADA PARA EL CAMPAMENTO:

PLANO TOPOGRAFICO DE LA PLANCHADA F

N 7987000 120

E

5 1 , 2 3

N 7986900 9 5, 1 1

D

107,49

5 6 6 , 5 ,8 0

0 9

0

pozo RGD-X1001 0 0 3

C 1 5 E

B

s o r e n g e i d i n o m C a 6 8,

12,42 9

60,52

: : .

.

, .

,

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:

11.2 PRESION DE FORMACION, PRESION DE FRACTURA Y TEMPERATURAS .

: :

:

. . . .. . . ,

ESTIMADOS DEL POZO RGD-X10001

16

:

:

:



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13 LITOLOGÍA X1001 Prognosis geológica: Sistema

Formación

Tipos de rocas

Reservorio

Cajones

Areniscas calcáreas, calizas arenosa, intercaladas con delgadas lentes de lutita

Cajones A

Cajones C

Cretacico

Carb.-Perm-Tr

Cajones B

Yantata

Granos gruesos a medios subredondeados, porosos permeables, matrix matrix limoso limoso amarillento

Ichoa

Areniscas rojizas blanquesinas amarillentas y verduscas de grano medio fino

Elvira

Series detríticas con intercalascion de rocas volcanicas

San Telmo

Areniscas triásicas, diamietitas café, limolitas, lutitas San Telmo Ws

Carb. Mandiyuti

San Telmo Wm San Telmo X Escarpment

Areniscas gruesas, arcillas limoliticas de coloración rojiza

Escarpment Y3 Escarpment Z1

Carb. Machareti

Taiguati

Diamietitas café rojizas, areniscas de color rojizo, grano fino y lutitas roja.

Chorro

Areniscas de color café rojizo o rosado

Tarija

Diamietitas gris oscuras, verdosas, arenosas conglomerados

Tupambi

Arenosas conglomerados, areniscas de color lila, diamietitas diamietitas grises,

Iquiri

Areniscas, lutitas grano fino

Los Monos

Conformada po limolitas, lutitas negras laminadas y areniscas finas

Huamanpampa

Areniscas de muy baja porosidad, limonitas con intercalación de lutitas

Icla

Areniscas de color gris c laro, limolitas y arcillita grises

Santa Rosa

Lutitas, limonitas oscuras, limo y arena fina

Devonico

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14. EQUIPOS PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS HPHT: Perforar un pozo petrolero es un proceso complejo que requiere equipo de trabajo pesado y de gran tamaño. Un equipo convencional de perforación consiste primeramente de una estructura que puede soportar varios cientos de toneladas. Un equipo de “un millón de libras” soporta

usualmente 10,000 pies y en algunos casos, 30,000 pies de tubería de perforación y equipo adicional, dependiendo de las características de la sarta que se utilizará. 

Sistemas de un equipo de perforación convencional

El equipo de perforación consta de 5 sistemas principales que son los siguientes:

14.1 POTENCIA: El sistema de potencia es el que genera la fuerza primaria requerida para operar la mayoría de todos los componentes en un equipo de perforación.

Se compone por:

i) Motores Eléctricos ii) Motores de Combustión Interna: Diesel y Gas

SISTEMA DE POTENCIA

Mesa rotatoria Norma API API 7K

G.CA.

MOTOR

Motor a diesel G.C.A-generador de corriente alterna 220 / 380 v

G.CA.

MOTOR

1 566 KW

G.CA.

MOTOR

Generador de emergencia

C . . D . . C

M1

CD

M1

CD

M1

CD

S E R O T O M

C.D.C

380 VOLTIOS

M1

D C

MALACATE 2100 HP

380 VOLTIOS

R . . C . . P MOTOR

BBA. bombas de lodo 1

BBA. 2

380 VOLTIOS

CD

BBA. bombas de lodo 2

Norma: API 7 K

D C

M2

C . . D . . C

BBA. 1

MOTOR R . . C . . P

A C

=corriente directa

OIL COMPANY OF DRILLING D:\logotipo\i magenes\64651620-Un -logotipo-universal-p ara-l as-compa-a s-petroleras -Foto-de-archi -Foto-de-archi vo.jpg

Fecha:13/10/017

ESCALA: 1:100

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DISEÑO PARA EL SISTEMA DE POTENCIA DEL POZO RGD-X1001 HPHT

LAMINA: OCD-PSPDM



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14.2 Izaje: Este sistema está constituido por la estructura de la torre de perforación y sus accesorios. La función del sistema de levantamiento es la de soportar a todo el sistema de rotación mediante la utilización de equipos apropiados capaces de levantar, bajar y suspender los pesos requeridos por él. 

Se compone por:

i) Estructura de Soporte: Torre, Corona, Changera o Plataforma del chango, Piso de perforación, subestructura y caseta caset a del perforador. ii) Equipo de Levantamiento: Malacate, bloque corona, bloque viajero, gancho, cable de perforación, cuñas, llaves de potencia y Top Drive.  

Diseño de mástil:

Las Perforadoras terrestres, terrestres, Perforadoras Auto Un Mástil: Especial Para Cada Perforadora. Las transportables y plataformas marinas generalmente requieren diferentes tipos de mástiles. Nosotros fabricamos todos los principales tipos de mástiles API AP I 4F y siempre los unimos con la subestructura más apropiada



Mástiles y Torres de Perforación API:

La alta calidad de los mástiles de viga voladiza, de torre y telescópicos es el resultado de años de experiencia en la construcción de perforadoras. Fabricados estrictamente según la última edición de la normativa API 4F y basados en un diseño extra rígido, los mástiles Sovonex son adecuados incluso para los ambientes de perforación más difíciles.

19



------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Especificaciones Principales

Normas= Norma API 4F Tipos=

Tipo K, de torre, telescópico

Altura= 45 m (147 pies) Máxima carga estática=

5,850 kN ( 1,315,132 lbs)

14.3 Rígidas Subestructuras API Fabricadas de acero de calidad y estrictamente bajo la norma API AP I 4F , las subestructuras Sovonex son excepcionalmente estables y robustas, creando el escenario perfecto para sus operaciones de perforación. Se encuentran disponibles en todos los tipos clásicos, así como los más recientes, como nuestra subestructura con altura variable.



Especificaciones Principales

Normas=

Norma API 4F

Tipos caja en caja, de movimiento hacia hacia arriba, de honda, telescopio, de altura variable Altura del Piso de la Torre de Perforación 2.5 m Máxima carga estática= 

5850 kN (1,315,132 lbs)

Subestructura Telescopio

La subestructura telescopio también es ensamblada en el suelo y luego auto-elevada verticalmente mediante cilindros hidráulicos. El menor tamaño de esta subestructura permite un 20



------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------tipo de uso de “ensamblado único y transporte hacia todas partes”, lo que significa que se

puede mover en el terreno en una sola pieza en un estado pre-ensamblado. Debido a estas ventajas, la subestructura telescopio es la opción favorita para nuestras perforadoras nuestras perforadoras montadas sobre camión de 1,000 m.

14.4 Bloques Corona API Diseñado para soportar las cargas más altas, un conjunto de bloque corona Sovonex es la verdadera corona en cada plataforma. Poleas con pieza pie zass indiv in divid idua uale less con co n ranu ra nura rass endu en dure recid cidas as,, cojinetes de alta resistencia, y montado sobre una plata pla tafo form rmaa de aleaci ale ación ón de acer ac eroo resi re sist sten ente te propo pro porc rcio iona nann la estab est abili ilida dadd nece ne cesa sari riaa para pa ra las la s operaciones de perforación difíciles. 

Especificaciones Principales:

Norma No rmas= s= No Norm rmati ativa vass API AP I 4F 4 F y 8C Cargas máximas de enganche= 900kN ( lbs-1,488,400 lbs) Númer Núm eroo de hace ha ces= s= 7 

Calidad en Bloques Corona que Resalta

Los bloques corona Sovonex son fabricados estrictamente según la última edición de la normativa API 4F y 8C API y están autorizados para llevar el monograma API. Los utilizamos en todas nuestras plataformas de perforación terrestre, plataformas móviles, y plataformas de reacondicionamiento autopropulsadas debido a su fiabilidad. 

Poleas a la Altura de Sus Tareas

Además de las poleas principales y una polea de arena en línea, el conjunto de bloque corona Sovonex está también equipado con una gran polea de línea rápida y dos juegos de poleas más pequeñas para los tornos auxiliares. Las poleas son operadas a partir de 21



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

un cuerpo de aleación de acero integral, con posterior tratamiento térmico para eliminar grietas y mejorar la estabilidad. Las ranuras de la polea soportan endurecimiento de frecuencia media que reduce significativamente el desgaste de la guaya. Son montados individualmente sobre cojinetes de rodillos pesados cónicos, cada polea gira casi sin fricción.

14.5 GANCHOS API DE TRABAJO PESADO Ofrecemos una completa línea de ganchos para perforación, estrictamente fabricados según la norma API 8C. Con un amortiguador hidráulico, un resorte de viaje extra largo, rotación y bloqueo de posición, hemos sido capaces de combinar la seguridad con la facilidad de uso.Con una capacidad de carga de hasta 750 toneladas, los ganchos Sovonex son la opción ideal para los trabajos pesados en las operaciones de perforación.




Normas

Norma API 8C

Carga máxima de enganche

6,750 kN (1,488,400 lbs)

Aberturas del Gancho

238 mm (9 3/8")

Viaje de resorte

200 mm (8")

22



------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Fabricadas bajo las especificaciones API:

Los ganchos Sovonex se fabrican estrictamente b ajo la norma API 8C y poseen el monograma API. Siendo parte del sistema de izamiento en nuestras perforadoras nuestras perforadoras terrestres y perforadoras montadas sobre camión, y plataformas de servicio éstas han proba pro bado do su confi co nfiab abili ilida dadd en e n campo cam poss petr pe trol oler eros os a nivel niv el mund mu ndial ial.. Muchas características hacen de los ganchos giratorios Sovonex especialmente fáciles de operar mientras al mismo tiempo proporcionan máxima seguridad. 

Características de Diseño de los Ganchos :

Amortiguador Hidráulico : Ubicado dentro del gancho. El amortiguador actúa absorbiendo el impacto impidiendo rebotes de la tubería de perforación y daños en las juntas jun tas

durant dur antee

la

ruptu rup tura ra..

Bloqueo de rotación: Va desde el piso de la torre de perforación a lo largo de una varilla especial, el gancho de rotación permite al gancho estar cerrado en cualquiera de las ocho posiciones o rotar libremente. 

Posicionador de gancho automático: Cuando la tubería tropieza, el posici pos icion onad ador or de ganc ga ncho ho gira gir a auto au tomát mátic icame ament ntee el elev el evad ador or en la posic pos ición ión corr co rrect ectaa para pa ra el oper op erad ador or de la torr to rre. e. Tambi Ta mbién én prev pr evie iene ne daño da ñoss en la sart sa rtaa de perf pe rfor orac ación ión y en el hoyo permitiendo que la sarta de perforación gire libremente durante el izado.



Resorte de viaje largo: Los ganchos Sovonex tienen un resorte de viaje largo de hasta 8’’ dependiendo del tamaño del gancho. La ventaja más importante de un

resorte de viaje largo es que reduce el desgaste en la rosca de la tubería de perf pe rfor orac ació iónn y el e l ensa en samb mblaj lajee de izad iz adoo dura du rann te la ruptu rup tura ra.. Los ganchos y poleas viajeras Sovonex se encuentran también disponibles como combinaciones de bloque de gancho. Estos son más pequeños en tamaño y por lo tanto una opción ideal cuando el espacio del mástil es limitado.

23



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

14.6 POTENTES MALACATES API Diseñados para máxima durabilidad, los malacates Sovonex AC y DC son construidos para pa ra izar iz ar carg ca rgas as masi ma siva vass dura du rant ntee mucho mu choss años añ os.. Todos To dos los lo s mode mo delos los se fabri fa brica cann estrictamente bajo la norma API 7K 7 K y son constantemente optimizados como resultado de la retroalimentación de los clientes. Con una línea completa de malacates de cadena e impulsados por engranajes, ofrecemos un sistema de elevación ideal para cada plata pla tafo form rma. a.



Malacates con los que puede contar:

Los malacates Sovonex han sido probados en campo por muchos años en nuestras plataformas nuestras plataformas de perforación, y plataformas montadas en camión. camión. Basados en la valiosa retroalimentación de nuestros clientes hemos sido capaces de mejorar la calidad de nuestros sistemas de izamiento superando los requerimientos de la API. 

Frenos Fuertes

El rendimiento y seguridad de cualquier malacate depende crucialmente de la calidad de sus frenos. Es por ello que el sistema de frenos de los malacates Sovonex está compuesto de lo siguiente: 

Freno Principal: Freno de disco hidráulico de alta calidad 24



------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Freno Auxiliar: Poderoso freno de remolino, tal como el Eaton Airflex [enlace]

Además, tanto el tambor de freno como el disco se someten a inducción de frecuencia media de endurecimiento para una mayor fuerza y una vida útil prolongada. 

Ventajas del diseño:



Fabricados estrictamente bajo la norma API 7K y 8C



Cadenas reforzadas, lubricadas por lubricación forzada para un servicio confiable



Diseño completo de rodamiento, lo que reduce el desgaste



Ejes hechos de aleaciones de acero endurecidas para añadir fuerza



Ruedas de espigas endurecidas bajo frecuencia de inducción mínima para máxima durabilidad.



Especificaciones Principales y Rango

Dividimos nuestros malacates en dos clases, para r ehabilitación y para perforación, cada tipo tiene su propio rango de especificaciones:

Malacates para Perforación: 

Norma: API 7K, 8C



Potencia Nominal: 2100 HP



Máximo empuje: 180 kN-630 kN



*Máxima velocidad de enganche: 1.7m/s



* Ø de guaya fina*: 45 mm (1 3/4”)



Freno Principal: Freno de correa/freno de disco hidráulico



Freno Auxiliar: Freno Dynamic, De remolino

25



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

14.7 POLEAS VIAJERAS API: Las poleas viajeras están especialmente desarrolladas para aplicaciones de perforación difíciles. Diseñadas de acuerdo a la norma API AP I 8C 8 C y equipadas con poleas acanaladas de alta resistencia y rodamientos, estas poleas se caracterizan por un funcionamiento fiable bajo baj o las carga car gass más má s altas alt as..




Normas

Norma API 8C

Máxima Carga de enganche

6,750 kN (1,488,400 lbs)

Número de poleas

4-8

Diámetro de guaya fina

42 mm ( 1 5/8")

Confiabilidad de Diseño: Las poleas viajeras son la opción preferida para la mayoría de nuestras perforadoras, incluyendo plataformas de rápido traslado, y plataformas sobre camión (perforación móvil y =(1068 :plataformas de servicios)) debido a su diseño rígido y durabilidad. 26



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Otro de sus beneficios es el mantenimiento sencillo: Cada parte es de fácil acceso, y ambas poleas y rodamientos se pueden intercambiar libremente con los de los bloques de corona.

Una evaluación constante de la retroalimentación de nuestros clientes y de campo ha permitido mejorar aún más el diseño de nuestras poleas viajeras.



Beneficios del Diseño de las Poleas Viajeras:



Diseñadas bajo la norma API 8C



Cada polea está fabricada a partir de un molde de aleación de acero integral para mayor fuerza.



Horquilla forjada a partir de una sola pieza de aleación de acero



Pasaje de lubricación individual a cada rodamiento para un fácil mantenimiento



Ranuras de la polea endurecidas por inducción proporcionan resistencia al desgaste



Las poleas y rodamientos son intercambiables con las de los bloques corona Sovonex.



Las poleas viajeras Sovonex y los ganchos se encuentran también disponibles como combinaciones de bloque de gancho. Estas son más pequeñas en tamaño y por lo tanto son la opción ideal cuando el espacio del mástil es limitado.

14.8 UNIONES GIRATORIAS API DE TRABAJO PESADO Las Uniones Giratorias de trabajo pesado son ideales para aplicaciones exigentes de perf pe rfor oraci ación ón bajo ba jo alta alt a pres pr esión ión de lodo lo do.. Fabri Fab rica cadas das estr es trict ictam ament entee bajo ba jo la norma no rma API AP I 8C y y sujetas a extensas pruebas no destructivas, cada unión giratoria es de la misma alta calidad. El fácil mantenimiento en el piso de perforación reduce el tiempo no productivo Ahorra dinero.

27



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------




Norma No rmas= s=

Norm No rmaa API AP I 8C 8C

Máxima Carga de Enganche=

6,750 kN (1,488,400 lbs)

Máxima Velocidad 300 r/min Máxima Presión de Trabajo= Diámetros de vástago 

35 MPa (5,000 psi)

75 mm (3")

Uniones Giratorias Probadas en Campo:

Las uniones giratorias son una parte integral de todos los sistemas de izamiento Proporcionan un rendimiento fiable, se utilizan en nuestras plataformas montadas sobre camión y montadas sobre ruedas, incluyendo nuestras plataformas de desierto de rápido movimiento. La combinación de varias características de diseño hace a nuestras uniones giratorias especialmente fiables, fáciles de operar y mantener. 

Beneficios del Diseño:



Fabricado según la norma API 8C



El diseño rígido permite una operación segura bajo altas presiones de bombeo. 28



------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Constan de cojinetes de empuje de alta resistencia y rodamientos radiales para una vida útil prolongada



Completa línea de uniones giratorias hasta la capacidad de 750 toneladas para todas las aplicaciones de perforación.



Amplia radio de cuello de ganso para un flujo de lodo de perforación sin restricciones



Fácil sustitución de la tubería lavadora en el piso de perforación sin desmontar el cuello de ganso.

15. CIRCULACIÓN: Está formado por una serie de equipos y accesorios que permiten el movimiento continuo de la sarta de perforación en el fluido o el lodo de perforación. Se compone por: i) Ciclo del lodo: Caseta de material químico del lodo, tanques de lodo, embudo de mezclado, tanques de mezcla química, silos de aditivos, tanques para agua y tanques de reserva. ii) Equipos de circulación: bombas de lodo, línea de descarga y de retorno, stand pipe, manguera rotaria. iii) Área de acondicionamiento: tanque de asentamiento, temblorinas, separador de arena, separador de arcilla y desgasificador.

29



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

15.1 BOMBAS DE LODO API Las bombas de lodo triplex son caballos de batalla resistentes en un ambiente donde el fracaso no es una opción. Resistentes hasta su núcleo y fáciles de mantener, su fiable funcionamiento

ahorra

costos

al

minimizar

los

tiempos

no

productivos.

Con rangos que van desde 500-2200 BHP, ofrecemos bombas de lodo para cualquier aplicación de perforación, en tierra y costa fuera.




Normas

Norma API 7K

Rango de potencia

500 hp-2200 hp (373 kW-1 641 kW)

Máximo desplazamiento

34.5 MPa-52 MPa (5000 psi-7500 psi)

Máxima Presión

34.5 MPa-52 MPa (5000 psi-7500 psi)

Longitud de carrera

7 1/2"- 14" (190 mm - 355.6 mm)

30



------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Bombas de Lodo Confiables y Rentables:

Las bombas de lodo proporcionan un rendimiento rendimiento comparable al de las marcas bien reconocidas a costos mucho más bajos. Por esta razón los sistemas de control de sólidos y circulación de lodo de nuestras perforadoras nuestras perforadoras y plataformas de rápida reubicación son impulsados por bombas triplex Sovonex, combinando así la más alta confiabilidad con rentabilidad. 

Rendimiento Probado en Campo:

El alto número de despliegues hace posible obtener valiosa información que utilizamos para pa ra mejor mej orar ar cons co nsta tant nteme ement ntee el rend re ndimi imient entoo de nues nu estr tras as bomb bo mbas as trip tr iple lex. x. La vida útil de una bomba de lodo es determinada principalmente por su parte más débil. Es por ello que preferimos una mayor longitud para asegurar la calidad de cada componente.



Características de Diseño



Fabricadas estrictamente bajo la norma API 7K



Carrera más larga a velocidades más bajas lo que reduce el desgaste en el extremo del líquido



Cigüeñal de acero fundido para mayor resistencia



Engranajes Herringbone de aleación de acero forjados y tratados térmicamente, que aumentan la rigidez



Construcción de rodamientos sin fricción para una vida útil prolongada



Válvulas de succión y descarga intercambiables para un fácil mantenimiento

31



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

16. ROTACIÓN: El Sistema de Rotación es el que se encarga de hacer girar la sarta de perforación y permite que la barrena perfore un agujero desde la superficie hasta la profundidad programada. Está localizado en el área central del sistema de perforación y es uno de los componentes más importantes de un equipo de perforación. Se compone por: i) Sarta de Perforación: Barrena, porta barrenas, tuberías de perforación, herramientas de fondo, accesorios. ii) Unión giratoria: Asa, cuello de ganso, ensamblaje de tubería de lavado, bonete, macho, cuerpo de unión giratoria, Kelly Bushing. iii) Mesa rotaria: Cuerpo de la mesa, piso de la mesa, piñón de transmisión, conexión directa, buje maestro, buje partido, buje sólido, buje de cuadrante, cuñas. cuñ as. SISTEMA ROTATORIO

UNIONES GIRATORIAS API Norma Norma API API 8C Máxima Carga de Enganche=1,488,400 Enganche=1,488,400 lbs Máxim Máxima a Veloc Velocid idad ad

300 300 r/mi r/min n

Máxima Presión de Trabajo=5,000 Trabajo=5,000 psi Diámetros de vástago= ( 3")

MESAS ROTARIAS Norma Norma API API 7K Diámetros de Apertura= 49 1/2" Máxima carga estática= 1,618,624 lbs Máximo torque de trabajo= 37,000 Nm

32



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

16.1 POTENTES MESAS ROTARIAS: Fabricadas estrictamente bajo la norma API AP I 7K , las mesas rotarias de trabajo pesado combinan una durabilidad excepcional con una fácil operación. Estas mesas son especialmente diseñadas para soportar altos torques, haciéndolas la opción ideal para aplicaciones de perforación exigentes.

Especificaciones Principales: Normas

Norma API 7K

Diámetros de Apertura

43 cm-126 cm (17"-49 1/2")

Máxima carga estática

1,350 kN-7,200 kN (303,492 lbs -1,618,624 lbs)

Máximo torque de trabajo

14,000 Nm-37,000 Nm

Opciones de Unidad

AC, DC, Hidráulica

Velocidad máxima de la meas 

300 rpm

Confiabilidad Probada en campo

Debido a su fiable operación y fácil mantenimiento, usamos mesas rotarias Sovonex en todas

nuestras perforadoras

terrestres y perforadoras

requieren un top drive.

33

auto

transportables que

no



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Probadas en campo, tratamos constantemente de mejorar el rendimiento de nuestras mesas rotarias, basados en la data de campo que obtenemos de sitios de perforación de todo el mundo. Diversas ventajas de diseño hacen a estas mesas rotarias unas de las más versátiles y confiables en el mercado. 

Características de Diseño de las Mesas Rotarias



Estructura robusta, fabricada de acero



Engranajes de alta resistencia y cojinetes que soportan alto torque



Sistema de lubricación central para menor mantenimiento



Buje principal tipo Split de acero de alta resistencia



Opciones de unidad: AC, DC, o hidráulicamente operados

16.2 SARTA DE PERFORACION: 

Flecha (Kelly)

El kelly es la primera sección de tubería por debajo del swivel. La sección transversal del kelly es cuadrada o hexagonal para permitir que se enrosque fácilmente al girar. La rotación es transmitida a la flecha y a través del kelly bushings, que se ajustan en el interior del master bushing de la mesa rotaria. El kelly debe mantenerse lo más recto como posible. La torsión por el giro del kelly causa un movimiento de impacto que resulta en un desgaste innecesario en el bloque de corona, cable de perforación, unión giratoria, y las conexiones roscadas a lo largo de una gran parte de la sarta de perforación. Una vista del kelly y kelly bushings se muestra en operación en la La rosca del kelly enrosca hacia la derecha en la parte inferior y enrosca hacia la izquierda en la parte superior para permitir el normal de giro a la derecha derech a de la sarta de perforación. Por lo general se instalan dos válvulas de seguridad en la flecha, una conectada en la caja y la otra en junta en su parte inferior, ambas se emplean para cortar el flujo a través de la sarta en caso de una manifestación del pozo. Son operadas manualmente. 

Sustituto de flecha:

Un sustituto de flecha se utiliza entre la flecha y la primera junta de la tubería de perforación. Esta sección corta de d e tubería relativamente sencilla evita el desgaste de la rosca de la flecha y proporciona un lugar para montar un empaque para mantener la flecha centrada. 34



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

La flecha logra girar por la rotación del Kelly bushings el cual forma parte del sistema de rotación del equipo

 

El sustituto de flecha evita el desgaste la rosca de la flecha cuando se añade una tubería de perforación más.

Tubería de perforación:

Constituye la mayor parte de la sarta de perforación. Esta soportada en su extremo superior por la flecha o sustituto de flecha en su caso. c aso.



Transmite potencia por medio del movimiento de rotación en el piso de perforación a la barrena, y permite la circulación del lodo.



Está constituida por dos partes las cuales son fabricadas separadamente y luego unidas mediante soldadura, estas son: el cuerpo y conexión.

La tubería de perforación se encuentra sujeta a esfuerzos como el resto de la sarta de perforación. La tubería de perforación perf oración nunca debe ser usada us ada en compresión ni debe ser s er utilizada para dar peso sobre 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. Las longitudes disponibles de la tubería de perforación se muestran en la Tabla. 1 en donde se encuentra clasificada en tres rangos.

35



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Sus principales características son: 

Juntas reforzadas



Facilidad y rapidez de enroscamiento



Alto grado de resistencia



Se rigen por normas API



Los fabricantes de tuberías deben cumplir con las siguientes características:



Grado



Medida (Diámetro)



Espesor de pared



Peso

Forma en la que se enrosca la tubería de perforación, se puede observar la conexión y el cuerpo de la tubería.

La tubería de perforación es subida al piso de perforación mediante esta rampa. de perforación es subida al piso de perforación mediante esta ram a. La tube tubería ría de erfor erforación ación es subida al iso

Lastrabarrenas (Drill Collar) Son tubos de gran espesor y rigidez por lo general en longitudes de 30 a 31 pies, los cuales están fabricados a partir del acero templado y revenido 4145. Se utilizan en el ensamble de fondo para cumplir con las funciones más importantes como son: 

Proporcionar peso a la barrena



Dar rigidez a la sarta de perforación

36



------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Minimizar los problemas de estabilidad del pozo



Minimizar los problemas de control direccional



Prevenir el pandeo de la sarta de perforación



Proveer el efecto de péndulo para la perforación de agujeros rectos



Aseguran que la tubería de revestimiento sea bajada exitosamente



Como herramientas de pesca, para pruebas de formación y en operaciones de terminación del pozo

El peso que los lastrabarrenas aplican sobre la barrena mantiene la sección de tubería perforación en tensión. El punto p unto neutro debe estar localizado en la parte superior de la sección de los lastrabarrenas para así poder trabajar bajo compresión la sarta de perforación sin dañar la sección de la tubería de perforación. 17. SEGURIDAD: Este sistema constituye uno de los principales componentes de un equipo de perforación. Está conformado por los Preventores o BOP (Blow out Preventor) cuya función principal es controlar el pozo mediante el cierre de sus rams en situaciones de descontrol de pozo, la cual de no ser controlada adecuadamente podría convertirse en un descontrol. Una patada de pozo es la entrada de un fluido de alta presión al pozo. Se compone por: i)

Preventor anular, preventor de arietes, carretes, cabezal de revestimiento, acumulador, múltiple de estrangulación, línea de matar, tanques de viaje.

ii)


iii)

Preventor anular, preventor de arietes, carretes, cabezal de revestimiento, acumulador, múltiple de estrangulación, línea de matar, tanques de viaje. 37



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


38

SISTEMAS DE PERFORACIÓN PERFORACIÓN

SISTEMA DE ROTACION SISTEMA DEPREVENTORES

SISTEMA DE POTENCIA Compuestos por motores

SISTEMA DE IZAJE Subestructura Torre de perforacion

SISTEMA DE CIRCULACION CIRCULACION

21



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

22

TITULO: PERFORACION DEL POZO RGD-X1001 CON FORMACION HUAMAMPAMPA AUTOR: GUTERREZ ALCOCER JUAN CARLOS

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

18. TUBERIAS DE REVESTIMINETO: Son tuberías especiales que se introducen en el hoyo perforado y que luego son cementadas para lograr la protección del hoyo y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta superficie. También son conocidas

como:

Revestidores,

Tubulares,

Casing.

18.1 CLASIFICACION DE LAS TR : Podemos clasificarlos según la litología estratigráfica que se llegue a encontrar el reservorio. Y el orden de insertar las tuberías de revestimiento son CONDUCTORA, SUPERFICIAL, INTERMEDIA, LINER DE PRODUCCIÓN-PRODUCCIÓN

41


---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

18.2 Funciones: La razón primaria de colocar una tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica. Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están: 

Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación



Evitar contaminaciones de aguas superficiales



Suministrar un control de las presiones de formación



Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños



Al cementar un pozo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés



Confinar la producción del pozo a determinados intervalos



Facilitar la instalación del equipo de superficie y de producción



GRADO DE LAS TUVERIAS DE REVESTIMIENTO QUE SE UTILIZO:

Determina el elástico, Y su resistencia mínima y maxima a la tracción. e l límite elástico,

42


---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

18.4 ESQUEMA DEL POZO RGD-X1001 CAÑERIAS DE REVESTIMIENTO PARA REALIZAR LA PERFORACION

43


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

18.5 DETALLE DE CAÑERIAS: CAÑERIAS: Diam Exter

Peso Neto

GRAD O

Pulg

Lbs/pi e

30

234

X58

20

147

14

Conexion

Espesor

ID

Dnft

OD conex

Joint point

Compr rating

PI

Collapse

Seccion

(plg.)

(plg.)

(plg.)

(plg.)

X100 lbs

X100 X100 lbs

Psi

Psi

(m)

Near Flush

0.750

28.500

28.375

31”Max

3850

3859

2450

770

0-100

P.110

Near Flush

0.709

18.582

18.395

21”Max

4592

4592

6620

2050

0-1890

94.80

TN140 DW

Conn Premium

0.656

12.688

12.500

15.000

3850

2657

11480

5230

0-2350

14

86.00

TN140 DW

Conn Premium(sc/s8)

0.600

12.8

12.612

14.843

3536

3538

10500

4040

2350-3700

11 ¾

65

TN140 HC

Flush/Conn Premium

0.534

10.682

10.625

11.75

1591 1591

1891

11130

6300

3600-4390

10.3/4”

79.2

TN135 DW

Conn Premium

0.734

9.282

9.126

11.728 11.728

2650

3118

16130

13840

0-250

9 7/8

62.8

TN140 HC

Conn Premium

0.625

8.625

8.500

10.984 10.984

2543

2543

15510

14390

0-3500

9 7/8

62.8

TN140 HC

Conn PremiumFlush

0.625

8.625

8.500

9.875

1592

1867

15510

14390

3500-4630

7

32

TN140 HC

Conn PremiumFlush/NF

0.453

6.094

6.000

7.000

831

1000

15850

14390

4580-5500

5

21.4

Q125

Conn PremiumFlush/NF

0.437

4.128

4.000

5.000

489

570

19120

19940

Contingen cia

44



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

19. PROVISION DE TREPANOS A UTILIZAR EN LA PERFORACION DEL POZO RGD-X1001 

Cantidad mínima de trepanos requeridos

Para fines de programación y mantener un criterio uniforme de evaluación, a continuación se detalla la cantidad mínima requerida de trepanos para cada una de las secciones a perforar.

Tramo 36" 

Trepanos tricono dientes (1). IADC 1--1-1



Con el mismo trepano se realizara la carrera de calibre



Considerar un teprano 1-1-1 de contigencia

TRAMO 26"



-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

19. PROVISION DE TREPANOS A UTILIZAR EN LA PERFORACION DEL POZO RGD-X1001 

Cantidad mínima de trepanos requeridos

Para fines de programación y mantener un criterio uniforme de evaluación, a continuación se detalla la cantidad mínima requerida de trepanos para cada una de las secciones a perforar.

Tramo 36" 

Trepanos tricono dientes (1). IADC 1--1-1



Con el mismo trepano se realizara la carrera de calibre



Considerar un teprano 1-1-1 de contigencia

TRAMO 26" 

Trepano tricono de dientes (1), reperforar accesorios, formación y carrera de calibre IADC 1-1-5



Trepano tricono de insertos (estimado 3), perforar formación con power drive y/o motor de fondo IADC 4-1-5

TRAMO 17. 1/2" 

Trepano tricono de dientes (1), reperforar accesorios, formación y carrera de calibre . IADC 1-1-5



Trepano PDC 7 o 6 aletas, cortadores de 16 mm (estimado 4), perforar formación con Power drive o Motor de Fondo.

TRAMO 12.1/4" 

Trepano tricono de dientes (1), reperforar accesorios, formación a carrera de calibre. IADC 1-1-7.



trepano PDC 6 aletas, cortadores de 16 mm (estimado 4), perforar formación con Power Drive o Motor e Fondo.

TRAMO10.1/4" 

Trépano PDC 6 aletas, cortadores de 16 mm (estimado 2), perforar formación con Pow er Drive o

Motor de Fondo. Este trépano PDC debe ser adecuado para Re perforar

accesorios de cementación, cemento y formación. (NOTA: los accesorios son PDC rep erforables) 22

TITULO: PROYECTO DEL POZO EXPLORATORIO RGD-X1001 CON OBJETIVOS HUAMAMPAMPA Y SANTA ROSA AUTOR: GUTIERREZ ALCOCER JUAN CARLOS ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

TRAMO 8.1/2"



Trépano PDC 6 o 7 aletas, cortadores de 13 mm (estimado 6), perforar formación con Power Drive o Motor de Fondo. Este trépano PDC será adecuado para Re perforar ac cesorios de cementación, cemento cemento y formación. (NOTA: los accesorios son PDC reper forables).

TRAMO 6" (Tramo de contingencia) 

Debido a la incertidumbre geologica, se considera de 6" como tramo de contigencia l a que considerar dentro del peor escenario para la fase final de 8.1/2" desde 4630 a los 5500 m TD)



Al igual que los anteriores tramos en esta seccion aplica el cargo basico disponibilidad de herramientas.



En el evento de utilizar la seccion de contingencia, aplicara el cargo por metro perforad o.



Trépano PDC 6 aletas, cortadores de 13 mm (estimado 4), perforar formacion con Pow er Drive o Motor de Fondo. Este trépano PDC debe ser adecuado para reperforar acces orios de cementacion, cemento y formacion. (NOTA: los accesorios son PDC reperfora bles).

46 MATERIA: PERFORACION I




Ventajas de las PDC



Disponible para perforar desde una formación muy suave hasta una muy dura.



Disponible en varios diámetros.



Pueden ser rotadas a altas velocidades (RPM).



Facilidades en la hidráulica.



Se puede utilizar con motor de fondo.



Potencial de larga vida.



Estabilidad del pozo



Códigos IADC para barrenas de cortadores fijos



La IADC desarrollo un sistema de codificación de barrenas de cortadores fijos que incluye a todos los tipos (diamante natural, compactos de diamante policristalino, diamante térmicamente estable). Este código consiste en cuatro caracteres (una letra y tres números) que describen siete características básicas



Tipo de cortador



Material del cuerpo de la barrena



Perfil de la barrena.



Diseño hidráulico para el fluido de perforación.



Distribución del flujo.



Tamaño de los cortadores



Densidad de los cortadores



La clasificación se representa mediante un código de cuatro cifras, cada digito se menciona a continuación

1. Material del cuerpo: Este puede ser de acero o matriz. 2. Densidad de cortadores: Para barrenas PDC, este digito va de 1 a 5. Mientras más bajo es el número, la barrena tendrá menos cortadores. 3. Tamaño de los cortadores: Este digito indica el tamaño de cortador que se usa. Puede ser 1, 2 o 3, de diámetro en orden descendente. 4. Forma: El ultimo digito indica el estilo general del cuerpo de la barrena y varia de de 1 (forma achatada) a 4 (flanco largo).





RESUMEN DE TREPANOS A UTILIZAR EN LA PERFORACIÓN



20. USO Y SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN: Fluido de Perforación: Es una mezcla de un solvente (base) con aditivos o productos, que cumplen funciones físico-químicas específicas, de acuerdo a las necesidades operativas de una formación a perforar. Los fluidos de perforación son formulados para cumplir con ciertas propiedades que le permitan desempeñar las funciones básicas b ásicas deseadas. desead as. El problema más común que afecta a los fluidos de perforación en condiciones HPHT, es la potencial destrucción de sus propiedades reológicas, debido a la exposición a una elevada presión y temperatura. Así también la filosofía de diseño de cualquier desarrollo actual de fluidos es la hidráulica cuya función principal es mantener una presión hidrostática constante o en cualquier caso un sobre balance por encima del máximo gradiente de presión de poro esperado, y la estabilidad del agujeros, donde se espera que entre más profundidad se logre mayor será el sobre balance dado, que la densidad del lodo es mayor que el gradiente de fluidos del yacimiento. Las funciones más comunes del fluido de perforación son las siguientes: 1. Retirar los recortes del pozo. 2. Controlar las presiones de la formación. 3. Suspender y descargar los recortes. 4. Obturar las formaciones permeables. 5. Mantener la estabilidad del agujero. 6. Minimizar los daños al yacimiento. 7. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación. 8. Transmitir energía hidráulica a las herramientas y a la barrena. 9. Asegurar una evaluación adecuada de la formación. 10. Controlar la corrosión. 11. Facilitar el impacto al ambiente.



Las propiedades con las que deben contar los fluidos de perforación deben ser evaluadas por medio de pruebas en campo que nos ayudarán a garantizar que el fluido podrá soportar las exigencias del fondo del pozo y cumplirá con sus funciones.

20.1 PROPIEDADES: Viscosidad: Se define como la resistencia al flujo de un fluido. Velocidad de corte ( ): La La velocidad de corte ( ), es igual igual a la velocidad rotacional (ω). Depende de la velocidad medida del fluido en la geometría en que está fluyendo. Esfuerzo de corte ( ): Es la fuerza requerida para mantener mantener la velocidad de corte. El esfuerzo de corte está expresado en libras de fuerza por cien pies cuadrados (Lb/100 pie 2) 

VISCOSIDAD DE EMBUDO:

Se usa como indicador relativo de la condición del fluido. No proporciona suficiente información para determinar las propiedades reológicas o las características de flujo de un fluido. 

VISCOSIDAD APARENTE (VA):

Es la viscosidad que un fluido parece tener en un instrumento dado y a una tasa definida de corte Está indicada el viscosímetro de lodo a 300 RPM o la mitad de la indicación del viscosímetro a 600 RPM. 

VISCOSIDAD PLÁSTICA (VP):

Se describe como la parte de la resistencia al flujo que es causada por la fricción mecánica, es afectada por: la concentración de sólidos, el tamaño y la forma de los sólidos, la viscosidad de la fase fluida y por las relaciones de aceite-agua o sintético - agua en los fluidos de emulsión inversa. Los cambios de la viscosidad plástica pueden producir considerables cambios en la presión de bombeo. 

PUNTO CEDENTE (PC):

Es una medida de las fuerzas electroquímicas o de atracción en un fluido. Es la parte de la resistencia al flujo que se puede controlar con un tratamiento químico apropiado.

Esfuerzos



de gel: La resistencia del gel formado depende de la cantidad y del tipo de sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y del tratamiento químico. esar la alcalinidad o ácido de un lodo de perforación. Si el pH ≥ PH: Es una medida para expr esar 7 el lodo es alcalino y si el pH ≥ 8 el lodo es ácido. El pH debe ser alcalino para evitar la

corrosión. 

% DE ARENA:

El porcentaje de arena durante la perforación de un pozo debe mantenerse en el mínimo posible para evitar daños a los equipo de perforación. per foración. 

FILTRADO API:

Esta propiedad indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del enjarre hacia las formaciones permeables cuando el fluido está sometido a una presión diferencial. Existen cuatro tipos de lodos de perforación:





Base Agua



Base Aceite

 

Fluídos sintéticos Fluidos Gaseosos

PROPIEDADES QUÍMICAS

A continuación se describen las principales propiedades químicas de los fluidos

Propiedades Dureza

Cloruros

Descripción Es causada por la cantidad de sales de calcio y magnesio disuelta en el agua o en el filtrado del lodo. El calcio por lo general, es un un contaminante de los fluidos base de agua. Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado filtrado del lodo. Una alta concentración de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua. agua.

Alcalinidad

La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de iones solubles en agua que pueden neutralizar ácidos. Con los datos obtenidos de la prueba de alcalinidad se pueden estimar la concentración de iones OH – CO3= y HCO3 – , presentes en el fluido.

MBT (Methylene Blue Test)

Es una medida de la concentración total de sólidos arcillosos que contiene el fluido.



21. FLUIDOS DE PERFORACION Para la perforación de pozos RGD-X1001, se requiere la provisión de servicio de fluidos de perforación y terminación, basados en: 

SECCION 36” @ 100 m

El fluido programado para perforar esta sección es el bentonitico extendido. Los puntos calves son el control de la densidad y el control de pérdidas de parciales por permeabilidad. Dependiendo de la eficiencia de los ECS, se podía procesar por “dewatering” el volumen necesario de lodo para mantener la densidad en valores

estables durante la perforación de toda esta sección y evitar inducir perdidas de circulación. Lodo tipo: WBM – base base agua bentonitico extendido Densidad: 8.5 ppg – Filtrado API: <12.0 cc/30min 

SECCION DE 26” @ 1890 m

Con la finalidad de controlar las formaciones del cretácico, evitar la segregación de las arcillas y mantener pozos estables y en calibre, para secciones de gran diámetro y longitud considerable, se requiere el uso de lodo base agua. El sistema de lodo base agua para esta sección deberá estar formulado para conseguir propiedades reologicas adecuadas a las características del hoyo, buena capacidad de inhibición (arcilla), excelentes valores reologicos y bajo contenido de sólidos, que permitan una buena limpieza y baja velocidad de corte, para evitar inducir perdidas de circulación. Lodo base agua sistema MMO/MMH + Carbonato de calcio sellante, como material de puenteo y uso de surfactantes para reducir y/o evitar los embotamientos, mejora en la ROP Lodo tipo: WBM – base agua dulce bentonitico extendido o sistema MMO/MMH + Carbonato de calcio mallados para puenteo + surfactantes por embolsamiento. Densidad: 8.7 tan baja como sea posible (ALAP) Filtrado API < 8.0 cc/30min % solidos LGS: < 5.0% 52 MATERIA: PERFORACION I

TITULO: PROYECTO DEL POZO EXPLORATORIO RGD-X1001 CON OBJETIVOS HUAMAMPAMPA Y SANTA ROSA AUTOR: GUTIERREZ ALCOCER JUAN CARLOS --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

SECCION DE 17.1/2” @ 3700 m

Al igual que la sección anterior y con el mismo criterio, se recomienda el uso de lodo base agua, para controlar las formaciones del carbonífero, hasta el tope del devónico, evitar la disgregación de arcilla y mantener pozos estables y en calibre, para secciones de gran diámetro y longitud. El sistema de lodos base agua deberá estar formulado para conseguir propiedades reologicas adecuadas a las características del hoyo, buena capacidad de inhibición (arcillas), excelentes valores reologicos que permiten una buena limpieza y baja velocidad de corte, para evitar reducir perdidas de circulación. Lodo base agua sistema MMO/MMH + Carbonato de calcio sellante, como material de puenteo y uso de surfactantes Para reducir y/o evitar los embotamientos. Especial énfasis en la capacidad de transporte de recortes, una suspensión de solidos instantánea y un mínimo daño a la formación en reservorios (objetivos secundarios) y operaciones rápidas de limpieza. Se eliminará las camadas de recortes y reducir el torque y arrastre y estabilizar las formaciones pobremente consolidados o fracturadas dando huecos en calibre. Reducir también los lavados dando registro de calibre y cementaciones mejoradas y reducir las pérdidas de presión y fácilmente manipulable con las mallas en superficie. Tener una baja viscosidad en el trepano y alta tasa en la penetración. Este fluido debe tener la capacidad de incrementar la densidad en condiciones estables hasta 17 Ipg y tolerar temperaturas de 300°F. Lodo tipo: WBM – base agua dulce semidisperso polimérico, PHPA, poli aminas o poli glicol, con carbonato de calcio mallados para puenteo + surfactante su rfactante + inhibidor o encapsulante de arcilla + lubricante. Densidad: 9.0 ppg Filtrado API: < 5.0 cc/30min % solidos LGS: <5.0% 

SECCION DE12.1/4” x 14.3/4” @ 4390 m Para perforar las formaciones del devónico, se recomiendo el uso de lodo base aceite, para otorgar estabilidad en las paredes del pozo, especialmente en zonas con predominancia de latitas y limonitas problemáticas, tal el caso de la formación Los Monos, donde se busca reducir los tiempos de maniobra, otorgar mayor lubricidad al 53

MATERIA: PERFORACION I

TITULO: PROYECTO DEL POZO EXPLORATORIO RGD-X1001 CON OBJETIVOS HUAMAMPAMPA HUAMAMPAMPA Y SANTA ROSA AUTOR: GUTIERREZ ALCOCER JUAN CARLOS ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

sistema, para mejorar la ROP, maniobras, reducir el torque y arrastre de la herramienta, proporcionar un mejor WOB sobre el trepano, perforar secciones de mejor calibre, permitir estabilidad general de las paredes del pozo. Lodo OBM, es más estable a condiciones de mayor temperatura, adecuado manejo de la densidad de fluido y de acuerdo a su configuración puede permitir el manejo de altas densidades, con valores reologicos bajos, lo que reduce la presión de circulación y evita someter el equipo a altos esfuerzos por prolongado tiempo. Lodo tipo: OBM con alta relación O/w (90/10 a 95/5) + densificantes adecuados + reductores de viscosidad + carbonatos mayados para puenteo. Densidad: entre 1.30 Filtrado HTHP (300°F/500psi): <5.0 cc/sin agua % solidos LGS: < 5.0 % Yp: < 30 lb/100 ft2 Gel 10”: < 18 lb/100 ft2 

SECCION DE 10.1/4” x 12.1/4” y 8.1/2” @ 4630 m

Estratigrafía: huamampampa & Icla o

Alto diferencial de presión

o

Posibles perdidas

o

Inestabilidad en Icla

o

Temperatura

Lodo tipo: OBM con alta relación O/w (90/10 a 95/5) + densificantes adecuados + reductores de viscosidad + carbonatos mayados para puenteo. Densidad: entre 1.3kg/lt Filtrado HTHP (300°F/500psi): <5.0 cc/sin agua % solidos LGS: < 6.0 % Yp: < 30 lb/100 ft2 Gel 10”: < 18 lb/100 ft2 

SECCION DE 8.1/2” @ 5500 m

Estratigrafía: Icla & Santa Rosa 54 MATERIA: PERFORACION I

TITULO: PROYECTO DEL POZO EXPLORATORIO RGD-X1001 CON OBJETIVOS HUAMAMPAMPA HUAMAMPAMPA Y SANTA ROSA AUTOR: GUTIERREZ ALCOCER JUAN CARLOS --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------o

Altas presiones de formacion

o

Temperatura

o

Estabilidad del pozo

Lodo tipo: OBM con alta relación O/w (90/10 a 95/5) + densificantes adecuados + reductores de viscosidad + carbonatos mayados para puenteo. Densidad: entre 1 kg/lt Filtrado HTHP (300°F/500psi): <5.0 cc/sin agua % solidos LGS: < 6.0 % Yp: < 25 lb/100 ft2 Gel 10”: < 16 lb/100 ft2

FLUIDOS DE PERFORACIONA A UTILIZAR EN EL POZO RGD-X1001 DESCRIPCION

UNIDADES

Dia. Pozo

in

Dia. Cañeria

in

INTERVALO 36 30

24

17.5

20

14

12 1/4"x 14.25 11 3/4

10 1/4"X 12 1/4" 12 1/8

8 1/2" 7

TIPO DE FLUIDO PROGRAMADO SISTEMA

Volumen de lodo PROFUNDIDAD

Bentonita Extn.

Base agua

Base Agua

OBM

OBM 6500

bbl

1500

6000

4500

4000

m

100

1890

3700

4390

4630

5200

PROPIEDADES DEL LODO RECOMENDADAS Densidad

lb/galon

8.6

8.9

9.60

11.55

16.07

Viscocidad

cp

12

22

25--35

25

25

punto cedente

lbf/100 ft2

23

45

25-35

15-20

21

Filtrado API

CC/30 min

N/A

<4

N/A

N/A

N/A

Filtrado HTHP

CC/30 min

N/A

N/A

4--8

4--8

7

Estabilidad

N/A

N/A

> 1500

> 1500

> 1500

PH

9.9

11.5

N/A

N/A

N/A

Plastica



22. HERRAMIENTAS DE FONDO FONDO DE POZO PARA EL POZO POZO RGD-X1001. Dentro del programa de perforación del pozo,RGD-X1001. Tiene como TD los 4700m y contempla 5 secciones de perforación. Iniciado en 36” para el tramo conductor, quedando con el diámetro de 6”(Liner de 5”) como contingncia, todas las herramientas solicitadas, deben ser adecuadas para trabajar en ambientes de alta temperatura y lodo base aceite, por ello ello se requiere que los contratistas. Presente sus herramientas de fondo de pozo que para efecto s de la presente licitación se divide en.

22.1 Amortiguador de perforación (absorber) Por la arquitectura del pozo. Los diámetros de las primeras conexiones e informaciones de pozos de correlación, se estima que durante la perforación se puede contar con altas vibraciones y el resultante de las diferentes cargas produciría un efecto de posible dano dano prematuro de los composiciones del BHA, efecto en el equipamiento de superficie (top drive), desgaste de cañerías. Bajas ROP, reducción de tiempo de vida de los trépanos en otros. Por ello con la finalidad de migrar o reducir los esfuerzos y mantener las condiciones operativas e integridad de la herramienta, es que se requiere la provisión de amortiguadores de perforación o shock absorben para las secciones de 26”y 17. 1/ 2”. Para fines de evolución y base a las condiciones del pozo y la experiencia del contratista, se requiere que presente el BHA recomendado para cada sección a utilizar el Sabes.



22.2 Estabilizadores de perforación Se requiere la provisión de estabilizadores de perforación, tanto de sarta como de Near bit, bit, todos con aletas integrales, integrales, construidos en una sola pieza de acero de alta resistencia. Los estabilizadores en una sola pieza con material 4145H, de alta dureza, los altas de los estabilizadores deben ser espiral, preferentemente cubriendo los 360 grados. Sin interferencia entre aletas, maximizando el área de contacto y optimizando el área de flujos entre aletas. Las aletas aletas deben estar reforzadas con insertos de3 carburo de tungsteno.

22.3 Tijeras de perforación Para cada una de las secciones programadas se requi8ere la provisión de un set de tijeras de perforación hidráulica de d e doble acción. Entiéndase por “SET” la proviene de d e cada dos piezas

de tijera, una para uso en la sarta de perforación y otra como backup.

22.4 Protectores de cañería. cañería. Con la finalidad de reducir el desgaste que se pueda presentar en las cañerías de cañerías de producción y mantener/preservar las condiciones de integridad y seguridad del pozo, por los huelgos que se tendrán en el pozo se requieren contar con herramientas para reducir valores de efecto de le torsión, arrastre, esfuerzos laterales, bucklin, vibraciones, minimizar efectos de pandeo, se requiere que el contratista prevea. Protectores de cañerías no rotatorios, (Non Rotating protectors ), para DP de 5”, 4”, 4.1/4”, y/o3.1/2”, con capacidad de trabajo en ambientes de lodo base aceite. Densidades Densidades de 16 lpg y superiores y altas temperaturas > 300 F. E n base a las condiciones de pozo y considerando el uso de NRP para preservar la integridad de las cañerías de 9.7/8”, el contratista contratista debe presentar la simulación de reducción de esfuerzos laterales, para identificar la cantidad y posición recomendada de los protectores. 57 MATERIA: PERFORACION I


22.5 Herramientas de pesca. Ante situaciones y/o eventos no esperados durante las operaciones del pozo y terminación del pozo RGD-1001, donde se presenta una pérdida de herramienta dentro del pozo, lo cual interrumpe las tareas normales del equipo, se requiere contar con las herramientas para las operaciones de pesca y/o recuperación

de herramientas o parte de la herramienta que

posibilita continuar con el normal trabajo. 

Rotura de la columna de perforación (barras de sondeo, porta mechas, HW, otros)



Perdida de conos, o partes de aletas PDC en fondo.



Rotura de cable.



Caída de objetivos.



Pescas provocadas por aprisionamiento de herramientas

Siendo que una situación de pesca de herramienta o parte de ellas ellas en el pozo, es muy específica de acuerdo a la situación en la que se presenta el; evento, para fines licitatorios, se requiere que el contratista, presente un listado de herramientas de pesca, bajo los siguientes siguientes conceptos. 

Pescadores de agarre externos



Pescadores de agarre interno



Herramientas de limpieza (zapatos fresador anular y caños lavadores)



Herramientas de fresado (diferentes configuraciones)



Herramientas de corte interno y herramient6as de corte externo



Herramientas para recuperación de restos o chatarra (cestas)



Pescador de conos, de circulación inversa



Tijeras e intensificadores de pesca



Otros

Debido a que las condiciones de una situación de pesca, son eventos no deseados y no programados, este evento se considera particular y su posible solución y posible uso de herramientas, esta en relación con las condiciones del evento, por ello en la presente licitación y como parte del servicio de pesca.



23. SELECCIÓN DE COMPONENTES CRÍTICOS Y PRODUCTOS: Para cualquier trabajo HPHT, lo primero que debe revisarse es la disponibilidad de los materiales y productos que se requieren para dicho propósito y que cumplan con los respectivos límites operativos del ambiente a cementar. Esto es particularmente aplicable al límite de temperatura para la mayoría de los materiales de cementación.

CEMENTO: los cementos api tipo G o H son recomendados para aplicaciones HPHT, los cementos ordinarios, los cuales no están específicamente diseñados para altas temperaturas se comportan de manera errática a temperaturas de fondo de pozo por encima de los 350ºf (177°c). por encima de esta temperatura las pruebas a los cementos ordinarios muestran que estos fijan demasiado rápido o por el contrario adelgazan severamente debido a la temperatura en función de la dosis de retardador. esto hace que la lechada de cemento sea inestable y compromete otras propiedades requeridas como lo son la reología y la pérdida de fluido. la selección del tamaño de las partículas del cemento para ser utilizadas en ultra altas temperaturas es también crucial. el tamaño de la partícula debe ser uniforme y la variación de éstos debe estar dentro del rango de más o menos 10%. esto ayudara a dar estabilidad a la lechada de cemento a ultra alta temperatura. se necesita realizar un par de pruebas antes de seleccionar el cemento para su aplicación. 1.- la sensibilidad del retardante (respuesta a temperaturas por encima de los 350ºf (177 °c), si no responde, el cemento no debe ser utilizado. 2.- la tendencia de fijado a alta temperatura. de cemento sea aislado para el trabajo dado que diferentes lotes de cemento exhiben diferentes propiedades.

23.1 Retardador: La siguiente parte del diseño de cementos para ultra alta temperatura es la selección del retardante. Generalmente los retardantes deterioran otras propiedades requeridas del cemento. Se deben tomar precauciones al seleccionar el retardante apropiado con tal de asegurar que trabaje a la temperatura deseada y no modifique las propiedades del cemento requeridas. Pueden usarse intensificadores o aditivos sinergéticos. La sensibilidad y dependencia del tiempo de retardado debe ser muy conservativa, por ejemplo, el tiempo de fraguado en la cima de una columna larga de cemento y a una 59 MATERIA: PERFORACION I


temperatura estática no debe variar por encima de las expectativas, lo cual es un tercio del tiempo de fraguado diseñado. Se observa que en muchos casos en pozos exploratorios es muy complicado mantener un registro de temperatura debido a las pegaduras de las herramientas de registros. En esta situación la predicción de la temperatura de fondo se convierte en un caso de juicio y experiencia. Generalmente una variación de 10ºF en la temperatura puede causar notables alteraciones en el tiempo de fraguado. Este fenómeno también depende de la sensibilidad del retardante a la temperatura. A ultras altas temperaturas, afecta de mayor manera. Típicamente para pozos exploratorios, puede ser difícil obtener la temperatura de circulación o estática correcta.

22.3 Estabilizador: Para lograr obtener un sistema que cumpla con las características de tiempo de fragüe correctas, la dosis de retardante debe de ser tal que la variación de la temperatura no afectara el tiempo de fraguado por encima de lo esperado. Si la dosis del retardante sobrepasa el 4%, este aditivo comienza a acelerar el fraguado en lugar de retardarlo. Para mantener la dosis de retardante en una zona adecuada. Requiere del uso de estabilizadores. Por ejemplo, se recomienda el uso de bórax para mantener la dosis de retardante a cierto nivel y obtener tiempos de fragüe correctos.

22.4 Estabilizador de lechada: Las lechadas de cemento están compuestas por más del 50% de partículas sólidas. A medida que la temperatura incrementa, la lechada empieza a adelgazarse y se vuelve inestable. Para sostener las partículas sólidas en una fase acuosa generalmente se añaden agentes viscosificantes. En muchos casos, si la temperatura sobrepasa los 350ºF (177°C), la mayoría de los polímeros son degradados y requieren de una gran dosis para estabilizar la lechada. Sin embargo las altas dosis de agentes viscosificantes vuelven la mezcla tan viscosa que se vuelve imposible realizar la mezcla del cemento con la mezcla de agua. Para combatir este problema, junto con el agente viscosificantes, se utilizan otras sustancias no auto hidratables a bajas a temperaturas y las cuales empiezan a hidratarse al ser sometidas a altas temperaturas. Cuando la lechada comienza a hidratarse, produce viscosidades capaces de soportar los sólidos.



22.5 Agentes densificantes: Para preparar una lechada de más de 16.5 libras por galón, se requiere de un agente densificante. La selección del agente densificante para aplicaciones de ultra alta temperatura es crítica dado que a estas temperaturas, el fluido base por lo general pierde toda su viscosidad y los sólidos comienzan a decantar. El material densificarte debe ser tal que pueda mantenerse suspendido en la lechada con el menor soporte. El óxido de manganeso es un densificante que puede ser utilizado para tal aplicación ya que tiene un tamaño de partícula par tícula muy fino.

22.6 Control de pérdida de fluido y migración de gas: En muchos casos, las capas de gas se presentan en pozos de HPHT. El control de las pérdidas de fluido de la lechada de cemento es muy importante para prevenir que el fluido de la lechada escape debido a la presión diferencial que ocurre en un pozo profundo. El gas por su parte trata de migrar tan pronto como el cemento comienza a fraguarse y pierde su hidrostática. Muchos de los aditivos antigás tienen límites de temperatura máximos de 350ºF (177°C). El material requerido para llenar la matriz del cemento y reducir la permeabilidad del gas a través de este, debe de soportar temperaturas mayores a la del pozo. Además, estos materiales tienden a aumentar la viscosidad del agua de mezcla y por lo tanto la viscosidad de la lechada. La dosis requerida para lograr disminuir la pérdida de fluido a temperaturas elevadas vuelve muy viscosa la mezcla a condiciones de superficie. Por lo que los aditivos de control de pérdida de fluido y la adherencia del cemento deben ser seleccionados de tal manera que estos materiales empiecen a hidratarse a temperaturas elevadas. Normalmente las lechadas con menos pérdida de fluido son impermeables, y por lo tanto pueden lograr las propiedades requeridas para prevenir la migración de gas y lograr cementaciones exitosas en zonas gasíferas.

22.7 Control de retrogresión de la fuerza del cemento: Las lechadas de cemento en altas temperaturas están siempre sujetas a la retrogresión de su resistencia, así como a su deterioro a largo plazo. En la mayoría de los casos, los pozos de ultra alta presión y temperatura tienen capas de gas y pueden estar entrelazados con salmueras corrosivas. Un contenido de sílice adecuado se requiere para prevenir la retrogresión de la fuerza (un contenido de 33.33% de sílice mostró nula retrogresión a corto plazo) se requiere investigar los efectos a largo plazo. A medida que la temperatura incrementa, esta cantidad 61 MATERIA: PERFORACION I


debe ser reevaluada y en dado caso debe ser incrementada basada en los resultados de la prueba. Las lechadas con muy baja permeabilidad y alto contenido de sólidos tienen mejores propiedades cuando se aplican en alta presión y alta temperatura. La lechada necesita ser perfectamente estable con la temperatura para lograr un adecuado aislamiento hidráulico detrás del revestimiento. También un factor de seguridad más grande en el tiempo de fraguado es requerido para compensar las variaciones de temperatura.

22.8 Mezcla de agua: La mezcla de agua necesita ser preparada en tanques perfectamente limpios para evitar cualquier tipo de contaminante. Es evidente que la reducción substancial del tiempo de fraguado puede ocurrir si la mezcla de agua permanece por más de 4 horas considerando la posible degradación degrad ación del retardante causado por la reacción r eacción con co n otros químicos en el depósito, bacterias en el agua de perforación u otros factores durante la preparación. La mejor practica seria agregar el retardante justo antes de empezar a mezclar el cemento. En el campo se requiere de controles de calidad para el agua en uso, especialmente verificando los contenidos de cloro y hierro. Si el cloro total en el agua que se pretende usar en la locación incrementa su saturación de 200 a 300 ppm, se recomienda consultar al ingeniero de diseño en el laboratorio. Los niveles de cloro pueden devolverse a los niveles probados en el laboratorio añadiendo agua potable.

22.9 Aditivos de expansión para mejorar la cementación: El Óxido de magnesio quemado (MgO) puede ser utilizado como un aditivo de expansión. Agregar estos aditivos aumenta la resistencia del cemento ante el cizallamiento pero reduce la resistencia al esfuerzo compresivo a pesar de seguir siendo más alta del valor mínimo recomendado. El valor de resistencia al cizallamiento y la fuerza de compresión es reducido de forma proporcional al incremento de la temperatura de MgO, generalmente, entre más alta sea la temperatura el MgO se vuelve más duro y este reaccionara de forma más agresiva al cemento. El quemado del Oxido de Magnesio se lleva a cabo para alentar el proceso de hidratación cuando hay contacto con agua. Estos aditivos son totalmente hidratados después de la colocación del cemento, lo que les permite proveer de una excelente expansión a temperaturas de hasta 550 F° (288°C). 

Retos principales en las operaciones de cementación


62


A continuación presentamos los retos para las operaciones de cementación de pozos HPHT, los cuales deben de ser propiamente identificados: Poco espacio anular en el fondo de pozos profundos: • No hay regresos durante el proceso de cementación • Dificultad en la remoción del lodo y alta ECDs • Poco volumen de cemento/sellador y problemas de contaminación 

Ambiente de Alta Presión y Alta Temperatura:

• Lograr una predicción de temperatura correcta para el trabajo de cementación

particularmente en pozos muy profundos • Reducir los largos tiempos de colocación de cemento • Problemas de retrogresión del cemento y de inestabilidad en temperaturas altas

Integridad del cemento y del sellador a largo plazo en ambientes HPHT y en presencia de CO2: • Problemas de corrosión • Selección de material

Múltiples Objetivos son posibles pero muy difíciles de lograr: • Una limitada ventana de gradiente presión p resión de poro y de fractura • Perdida de circulación • Estabilidad del pozo y problemas de colapso • Flujos cruzados y flujo de agua • Limitado espacio anular

Dificultad o poca factibilidad para las intervenciones: • Tubería o agujero muy pequeños • Presión y temperatura demasiado altos para algunos equipos

Complicaciones por presencia de Sal: • Optimización de técnica de colocado a través de zonas de sal • Minimizar el lavado de zonas de d e sal • Integridad de la mezcla de cemento y el sellador a través de formaciones saladas • Deformación de la sal en largos periodos de tiempo

Gradientes de Presión y Temperatura Delta: • Estrés inducido debido a la carga cíclica



• Puede ocurrir la deformación plástica de los selladores

Manejo de la presión y temperatur a a través de la vida productiva del pozo• Problemas termodinámicos asociados con la producción en altas profundidades a temperaturas de superficie: • Falla en el equipo anular • La tecnología de la presión manejada para perforar necesita control de pozo.



CAPITULO 3 MARCO PRACTICO PARA LA OBTENCION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION CALCULOS

Tepanor

30¨ 100m= 328,1 ft

24¨ OH

Cañe= 14¨x20¨ 20¨

17 ½¨ OH

3600m=

12 ¼¨x 14 ¾¨¨

14¨ 3700m= 12139,11 ft

10 ¼¨

11 ¾¨

4390 m= 14402,09 ft

8 ½¨

9 7/8¨

4630m =15190,29 ft

7 ¨ 5500m= 18044,62 ft

6¨

a) Capacidad total del sistema de superficie en bbl, bbl/ft Vol. tanque = (ft8) 1 tanque = 8×7×32 = 1792 ft3 Vol. tanque = (ft3) 3 tanques = 1792×3 = 5376 ft3  ³

Vol. tanque = (bbl) 3 tanques = . ³/ = 957,44 bbl Vol. tanque = (bbl/ft) 3 tanques =

,  = 119,68 bbl/ft  

b) volumen total de lodo en el sistema de superficie en bbl , 

Vol. tanque (bbl/in) =   × / = 9,97 bbl/in Vol. lodo (bbl/in) 1 tanque =

, / 

= 3,323 bbl/in

Vol. lodo (bbl/in) 3 tanques = 3,323 bbl/in (65+65+47) in =586,17 bbl 65 MATERIA: PERFORACION I


c) el volumen total del pozo sin la columna de perforación (op) en el pozo Unos menos cálculos

Vol. en cada intervalo del pozo

1.- Vol. Pozo (tub rev 20 in) =

, × , = 2001,1 bbl ,

L1 = (6200 – 328,1) 328,1) = 5871,9 ft. 2.- Vol. Pozo (tub rev 14 in) =

, ×, = 1027,79 bbl ,

L2 = (12139,11 – 6200) 6200) = 5939,11 ft 3.- Vol. Pozo (tub rev 11 3/4ˮ) =

, ×, = 243,66 bbl ,

L3 = (14402,89 – 12139,11) 12139,11) = 2263,78 ft 4.-Vol. pozo (tub rev 9 7/8ˮ) =

, ,×, = 54,86 bbl ,

L4 (15190,29 – 14402,89) 14402,89) = 787,4 ft 5.-Vol. Pozo (tub rev 7ˮ) =

, ×, = 99,95 bbl ,

L5 = (18044,62 – 15190,29) 15190,29) = 2854,33 bbl Total volumen pozo (sin cp) = (2001,1 + 1027,79 + 243,66 + 54.86 + 99.95) = bbl Vol. Total pozo = 3427,36 bbl d) El volumen de bbl del pozo con la tubería de perforación (T.P) dentro del pozo El volumen dentro de la columna de perforación Vol. tub (sin)

=

. ×, = 264,04 bbl ,

=

. . ×, = 21,18 bbl ,

19,5lb/ft Vol. tub (3 1/2ˮ)

13,3 lb/ft L2 = (18044,62 – 15190,29) 15190,29) = 2854,33 ft 66 MATERIA: PERFORACION I


Volumen total de la columna de perforación = (264,04 + 21,18) = 285,22 bbl Volumen espacio anular 1.- Vol.e.a (tub rev.TP 5ˮ)

=

(,− )×, ,

= 319,54 bbl

19,5 lb/ft L1 = (6200 – 328,1) 328,1) = 5871,9 ft 2.- Vol.e.a (tub rev T.P 5ˮ)

=

(,− )×, = 305,34 bbl ,

L2 = (11811,02 - 6200) = 5611,02 ft 3.- Vol.e.a (tub rev T.P 5ˮ)

=

(,− )×, = 17,85 bbl ,

L3 = (12139,11 – 11811,02) 11811,02) = 328,09 ft 4.- Vol.e.a (tub rev T.P 5ˮ)

=

(,− )×, = 123,19 bbl ,

L4 = (14402 – 12139,11) 12139,11) = 2263,78 ft 5.- Vol.e.a (tub rev T.P 5ˮ)

=

(, − )×, = 42,85 bbl ,

L5 = (15190,29 – 14402,89) 14402,89) = 787,4 ft 6.- Vol.e.a (tub rev T.P 3 1/2ˮ) =

(, −, )×, = 164,30 bbl ,

L6 = (18044,62 – 15190,29) 15190,29) = 2854,33 ft Volumen anular total (T.P) = 319,54 + 305,34 + 17,85 + 123,19 + 42,85 + 164,30 Volumen anular total total = 973,07 bbl

vol. del pozo total (con tub)=973,07 + 285,22= 1258,29

bbl e) Volumen total del sistema de circulación vol. sistema total = 1258,29 + 588,17 = 1846,46 bbl 7) caudal de la bomba (C.B) en bbi/min 67 MATERIA: PERFORACION I


El tiempo de circulación total El tiempo de ciclo en el pozo El tiempo de fondo a superficie en minutos y stk. Triplex 7 1/2 in × 14 in = 0,1229 bbl/stk a 100 % C.B (bbi/min) = 60 stk/min × 0,1229 bbl/stk × 95/100 = 5,84 bbl/min Tiempo de circulación (stk/min) = 1846,46 bbl ÷ 5,84 min/bbl = 316,17 min Tiempo de circulación total = 215,46 min × 60 stk/min = 12927,6 stk Tiempo de ciclo en pozo (min) = 1258,29 bbl ÷ 5,86 min/bbl = 215,46 stk Ciclo en pozo (stk) = 215,46 min × 60 stk/min = 12927,6 stk Tiempo de fondo a superficie de perforación (min) = 973,07 bbl ÷ 5,86 min/bbl = 166,62 min Tiempo de retorno (stk) = 166,62 min × 60 stk/min = 9997,2 stk h) Presión hidrostática al fondo del pozo causado por la densidad del fluido PHD = 18044,62 ft × 16,5 lb/gal × 0,052 = 15,48 lb/in SISTEMA DE IZAJE 1.

CAPACIDAD DEL MASTIL

Datos: Cs=375.000 lbs E=98% N=7 nc=3

 =

375.0000 · 3 375. + 14 1488 88,4 ,400 00 + 20 202, 2,32 3288 0,98∗7  = 18 1854 54.7 .722 2211  

Pc=1488.400 Ppv=202.328



2. LONGITUD DEL TAMBOR Datos:

 =

Li=50 m=196,8503 in

·· +9 6·

N=7 Dc=1 ¾ in=1,75

 = ,··, ·

 = 24  = 241,75 1,75  = 42 42  = = 21 2

DATOS: CABLE: 1 7/8 6X19 SEALE Peso de la TR= 750000 Lb Eficiencia= 0,97 Número de líneas= 12 Rc: 195000 Lb Hallando los siguientes cálculos si cumple con un factor de seguridad 3: TENSION EN LINEA VIVA: Tf ==

,  = 64432.9846  .

Lbs

VENTAJA MECANICA: 

Vm= .= 11.6400 FACTOR DE SEGURIDAD:   = . = 3.0264 lbs

SI CUMPLE: 69 MATERIA: PERFORACION I


SISTEMA DE CIRCULACION DENCIDADES DE LODOS 1. Bentonita extensiva 1500 bbl en 8,6 ppg 1500 bbl en 8,9 ppg (V1 D1) + (V2 D2)=VF DF 12900 + 6675 =3000 DF 19575=3000 DF  

=DF

(Ppg) 6,525= DF 3000 =VF 2. BASE AGUA 6000 bbl en 8,8 ppg 6000 bbl en 9.40 ppg (V1 D1) + (V2 D2)=VF DF

(6000)(8,8) + (3000)(9,40) =12000 DF 52.800 + 28200 = 12000 DF  

= DF 70



(ppg) 6,75 =DF 12000 =VF

3. BASE AGUA 4500 bbl en 9,40 ppg 4500 bbl en 10,50 ppg (V1 D1) + (V2 D2)=VF DF

(4500) (9,40) + (2250) (10,50) =9000 DF 42.300 + 23.625 =9000 DF 65925 = 9000 DF  

=DF

(ppg) 7,325 =DF

4. LODO BASE ACEITE 4000 bbl en 11,50 ppg 4000 bbl en 14,50 ppg (V1 D1) + (V2 D2)=VF DF (4000)(11,50) + (2000) (14,50) =8000 DF 46000 + 29000 =8000 DF  = DF 



(ppg) 9,375 =DF 8000 =VF BOMBAS DE LODO

Potencia hidráulica en salida de motores

 ∗

HHPb=

Gasto de Bomba F-2200 Triplex= Qbt= 0,0102*()*Lc*Eb*Ne Sovonex 500-2000 Hp API 7k Longitud de Carrera (7 1 ⁄2   14 ) Camisa 5 in Presion de descarga 7500 psi Gasto gal/min 371 Vástago ∗ 1. HHpb= ∗. = 17 1711, 11,40 40 

3

piezas

2. Qbt= 0,0102*9.1*5*0,90*125= 4751,22375 gal/min


TITULO: PROYECTO DEL POZO EXPLORATORIO RGD-X1001 CON OBJETIVOS HUAMAMPAMPA HUAMAMPAMPA Y SANTA ROSA AUTOR: GUTIERREZ ALCOCER JUAN CARLOS --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------SISTEMA DE SUMINISTRO DE ENERGIA

DATOS

3 bombas de lodo de 2000 hp Ef= 98 % 7 motores 1 malacate de 2100 hp Ec=75 % Uiza=2000 pie/min

120 pie/s

Peso del gancho=6750 KLN o 1488.400 lb norma API MOTORES

1 2 3 4 5 6 7 Motor Flecha

4

5

6

3

7

9 5

Flecha

6

2

1

4

6

2 5

cadena

4

5

6

4

8

Total

14 10 12 13 17 19 11

3

convertidor

malacate

1

1.- potencial del malacate = (F * V) /33000 = (1488.400*120) /33000 = 5.412 HP 2.- determinar la eficiencia promedio de los 7 motores E = [(0.98) n + (0.98) n + (0.98) n + (0.98) n + (0.98) n + (0.98) n + (0.98) n]/7 Donde (n) es el número de cadenas y flechas por motor E = [(0.98) 14 + (0.98) 10 + (0.98) 12 + (0.98) 13 + (0.98) 17 + (0.98) 19 + (0.98) 11]/7 = 0.75



3.- el requerimiento de potencia en los convertidores es (RPC) RPC =pm / E RPM = 5.412 / 0.75 = 7.121 HP 4.- el requerimiento mínimo de potencia en los motores es: RPM = RPC / Ec RPM = 7.121 / 0.75 = 19.494 HP



23. CONCLUCION: Se obtuvo información sobre los pozos HPHT donde se conceptualizo los tipos de pozos de esta naturaleza. Donde hay tres tipos de pozos HPHT según sus presiones y temperaturas y de acuerdo a su litología estratigráfica. Se determina la estratigrafía del pozo exploratorio RGD-X1001 que fue proporcionado por la empresa YPFB. Las distintas tecnologías disponibles en el mercado para los ambientes HPHT no aseguran el éxito operativo, ni económico de un proyecto de este tipo. Como se ha mencionado antes se requiere de un equipo interdisciplinario de trabajo en el que la experiencia juega un papel muy importante. Debido a que en nuestro país la incursión a este tipo de pozos HPHT en aguas profundas es algo relativamente nuevo, no se ha generado aún suficiente experiencia en BOLIVIA, por lo que recomendamos tomar como base la que otros países han desarrollado durante el desarrollo de sus yacimientos. Las tecnologías más modernas disponibles siempre serán también las más caras. Hacer un análisis profundo de la rentabilidad de un proyecto de esta naturaleza y asegurarse de que éste será capaz de cubrir el costo total de la inversión que se tiene contemplada, es tal vez el aspecto de mayor importancia a la hora de la selección del equipo necesario para desarrollar este tipo de campos. como fuentes veraces de información en el ámbito petrolero. Por mencionar algunas de ellas se encuentran:



RECOMENDACIONES:



Recomendamos contar con un equipo dedicado a la investigación de las distintas tecnologías clasificadas HPHT, con el fin de estudiar las capacidades operativas de sus herramientas, crear un compendio de éstas y poder realizar con base en ello, una mejor selección de las herramientas que nos ayudarán a superar los problemas operativos que enfrentaremos en el futuro en nuestros yacimientos.



Consideramos que los pozos HPHT será el futuro de la industria en nuestro país, por lo que recomendamos que se incluyan en el plan de estudios de manera obligatoria, materias que sirvan a manera de introducción a la perforación.



BIBLIOGRAFIA:

1.

Tecnologías de perforación HPHT: ALAN CASTELLANOS DORANTES (Tesis para obtener el título de ingeniero petrolero)

2. ¨ Diseño de sarta de perforacion pozo mecatepec 118¨(MEXICO) para obtener el titulo titulo de ingeniero petrolero. porfirio rivera juarez 2. Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción. Un siglo de la perforación en México. Tomo 5 – Tuberías. Tuberías. 3. Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción. Un siglo de la perforación en México. Tomo 4 – Barrenas Barrenas e hidráulica de la perforación. 4. Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción. Manual de perforación. Manual para ayudante de perforador (cabo), perforador y malacatero. 5. Licitación de trepanos de YPFB 6. Licitación de fluidos de YPFB 7. Licitación de provisión de cañerías de YPFB



ANEXO



RESUMEN DE LAS PROPIEDADES RECOMENDADAS Tramo

unidades

Desde

m

Hasta

m

Longitud Angulo a TVD

Tramo II

Tramo III

Tramo IV

Tramo V

100

1890

3700

4390

100

1890

3700

4390

4700

m

100

1790

1810

690

310

(*)

0

0

0

0

0

Días planificados por fase

6

23

49

32

33

Días totales

6

29

78

110

143

plg

36

28

17.5

12.25

8.5

%

75%

15%

10%

50%

15%

Casing OD

plg

30

20

14.0

9.7/8

7”

Casing ID

plg

28.500

18.582

12.800

8.625

8.500

Temp. Estimada de fondo

(˚F)

85

170

280

280

300

Caudal estimado

pgm

600/1200

1000/1200

1000/1200

500/750

500/600

250-750

250-750

250-750

250-750

10

16

10

6

4

WBM

WBM

WBM

OBM

OBM

0

259

2080

1932

1041

Volumen OH

723

4435

1943

495 495

82

Volumen pozo

723

4694

4023

2427

1123

Volumen Sup

500

1300

1200

1000

1000

Volumen dilución

300

3000

1700

1100

45

0

0

1500

1523

8994

5423

4527

1073

Diámetro trepano Washout

ΔP

motor

de

Tramo I

psi

Fdo

Máxima estimada

ROP

mph

Tipo de lodo Volumen cañería

& Manten

Volumen recuperado (bbl) Volumen (bbl)

nuevo

1500

Densidad

(lb/gal)

8.6

8.7

9.2

12.5

16

Viscosidad

(seg/qt)

48-49

49-90

74-70

40-60

<80



Marsh/plástica Viscosidad plástica Punto cedente

(cp.)

8-8

9-11

14-28

20-30

36

(lb/gal)

18

18-24

12-20

14-18

12

11/10

6/5

10/18/20

8/24/32

L6/L3

(lb/100ft2)

Geles

14/22/28

13/28/47

7/12/28

13/22/37

11/35/61

8/3/42

Filtrado API

s.c.

12-14

14-7.8

8.6-5.8

Filtrado HTHP

s.c.

s.c.

s.c.

s.c.

<3.8

<5

(1/32”)

1-2

1-2

1-2

l<

l<

Revoque API/HPHT

TABLA DE COSTOS REALIZADO POR LA EMPRESA OIL COMPANY OF OF DRILLING caballete porat pòleas

4

80000

320000

polea viajera

2

60000

120000

bomba de lodo

2

500000

1000000

cabrestante de elevacion

3

45000

135000

unidad de potencia hidraulica

6

350000

2100000

cimiento de madera y acero

3

7000

21000

cables de acero para perfo

6000

1000

6000000

generador diesel

3

600000

1800000

compresor de aire

2

280000

560000

ancla de linia muerta

2

160000

320000

tenaza manuak para perfo

2

32000

64000

cuña de varia de perforacion

5

42000

210000

cuña de seguridad de perfo

3

22000

66000

modaza de cierre central

2

32000

64000

modaza de cierre lateral tenaza para tiberias re revestimiento hidraulica mordaza de tramo simple

2

32000

64000

2

60000

120000

2

15000

30000

mordaza neumatica

2

16000

32000

buje rodillo kelly

3

12000

36000

eslabom

3

15000

45000

total

18065000



EQUIPO DE CONTROL SOLIDOS MATTERIAL

CANTIDAD

PRECIO DE UNIODAD

TOTAL

separador de esquistos

1

235000

235000

maquinacentrifuga

1

450000

450000

desgasificadores

1

70000

70000

destiladores

2

480000

960000

separadore de gas liquido

1

600000

600000

bomba de arena

2

15000

30000

mezclador de lodo

2

22000

44000

tolva de lodo

1

150000

150000

inyector de lodo

1

35000

35000

total

2574000

HERRAMIENTAS DE REACONDICIONAMIENTO TOTAL INVERCION MATERIALES

CANTIDAD

PRECIO POR UNIDAD

TOTAL

tarraja conica interna y externa

5

18000

90000

zapata fresadora

4

32000

128000

raspador de tuberia de revestimiento

4

35000

140000

tubos pescantes

5

30000

150000

pescnte magnetico

2

15000

30000

abrehoyos

2

10000

20000

total

558000

HERRAMIENTAS PARA CEMENTACIÓN DE POZOS MATERIAL

CANTIDAD

PRECIO POR UNIDAD

TOTAL

zapata flotadora

2

10000

20000

cabezales de cementacion

2

60000

120000

centralizador de tuberia

3

25000

75000

empacador de tuberias

2

41000

82000

tapones de cemento

6

12000

72000

total

369000



HERRAMIENTAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO MATERIAL

CANTIDAD

PRECIO POR CANTIDAD

TOTAL

tuberia de produccion

2

18000

36000

varilla de bombeo

2

19000

38000

arbol de navidad

1

12000

12000

bomba de subsuelo

2

25000

50000

total

136000

EQUIPO DE CONTROLDE CABEZAL DE POZOS MATERIALES

CANTIDAD

PRECIO POR UNIDAD

TOTAL

bop de tipoanular tipo ram

1

100000

100000

multiple de estrangulacion

1

160000

160000

sistema de control debob

1

12000

12000

brigada de adaptacion

2

13000

26000

total

298000






Tesis Del Pozo Rgd-x1001 Perfo i

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