FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN.pdf

UNIVERSIDAD IINDUSTRIAL D DE S SANTANDER EESSC DEE IIN DEE P PEETTRRO CU UEELLA A D NG GEEN NIIEERRÍ Í A A D OLLEEO OSS

FFU EN PEERRFFO DEE P PO UN ND DA AM MEEN NTTO OSS E N P ORRA AC CIIÓ ÓN N D OZZO OSS

EEM ARRIIZZA LEEÓ MIILLIIA AN NO O A A L ÓN N Ingeniero de Petróleos Magíster en Ingeniería de Hidrocarburos Candidato a Doctor en Ingeniería Química

Bucaramanga, 2016

FUNDAMENTOS EN PERFORACIÓN DE POZOS

Escuela Ingeniería Petróleos – UIS UIS

1. PERFORACIÓN DE POZOS Dos eventos trascendentales marcaron la historia de la industria petrolera e iniciaron la revolución energética, ellos son la perforación del pozo por el Coronel Drake en 1859 y el pozo Spindletop perforado por Lucas en 1901. En 1859 el Coronel Drake contrató un equipo de perforación a percusión (la broca va sujeta a un cable que se sube y baja para avanzar en la perforación) con el objetivo de encontrar petróleo en Pensilvania (Estados Unidos). Drake perforó hasta una profundidad de 69.5 pies (21.2 m) en donde encontró petróleo. Este hecho dio inicio al nacimiento de la industria petrolera, que ha evolucionado y continuará su desarrollo tecnológico. En 1901 Anthony Lucas perforó un pozo en Spinletop Texas empleando un taladro hidráulico rotario (la broca va sujeta a una tubería que rota y la hace girar y avanzar con mayor facilidad que la percusión). A una profundidad de 1020 pies ocurre la salida de petróleo que acaba con la torre. Encontraron un pozo que produce 84.000 barriles por día. Con la perforación exitosa de este pozo se popularizó la perforación rotaria en todo el mundo en búsqueda del oro negro, técnica que hoy se emplea con los cambios tecnológicos propios de cada época en la búsqueda en condiciones exigentes del preciado y discutido fluido combustible.

1.1 TIPO DE COMPAÑIAS La única forma de encontrar los hidrocarburos es perforando. Por tal motivo, se requiere del esfuerzo aunado de varias empresas que cuentan con tecnología y equipos especializados para desarrollar diferentes operaciones

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1. PERFORACIÓN DE POZOS Dos eventos trascendentales marcaron la historia de la industria petrolera e iniciaron la revolución energética, ellos son la perforación del pozo por el Coronel Drake en 1859 y el pozo Spindletop perforado por Lucas en 1901. En 1859 el Coronel Drake contrató un equipo de perforación a percusión (la broca va sujeta a un cable que se sube y baja para avanzar en la perforación) con el objetivo de encontrar petróleo en Pensilvania (Estados Unidos). Drake perforó hasta una profundidad de 69.5 pies (21.2 m) en donde encontró petróleo. Este hecho dio inicio al nacimiento de la industria petrolera, que ha evolucionado y continuará su desarrollo tecnológico. En 1901 Anthony Lucas perforó un pozo en Spinletop Texas empleando un taladro hidráulico rotario (la broca va sujeta a una tubería que rota y la hace girar y avanzar con mayor facilidad que la percusión). A una profundidad de 1020 pies ocurre la salida de petróleo que acaba con la torre. Encontraron un pozo que produce 84.000 barriles por día. Con la perforación exitosa de este pozo se popularizó la perforación rotaria en todo el mundo en búsqueda del oro negro, técnica que hoy se emplea con los cambios tecnológicos propios de cada época en la búsqueda en condiciones exigentes del preciado y discutido fluido combustible.

1.1 TIPO DE COMPAÑIAS La única forma de encontrar los hidrocarburos es perforando. Por tal motivo, se requiere del esfuerzo aunado de varias empresas que cuentan con tecnología y equipos especializados para desarrollar diferentes operaciones

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con el objeto de construir el conector entre el yacimiento y superficie (el hueco). Básicamente existen tres tipos de compañías en la perforación del pozo: La compañía operadora, la compañía de perforación y empresas de servicios. La compañía operadora es una sola empresa o un consorcio de empresas con suficiente capital que han obtenido un derecho para hacer la inversión de alto riesgo en una zona en donde se considera puede encontrarse hidrocarburos. Algunas compañías petroleras mundialmente conocidas son Mobil, Shell, Chevron Texaco, OXY, BP, ECOPETROL, Hocol, etc. La

operadora licita para seleccionar la empresa perforadora y demás

compañías de servicios, o hace la asignación teniendo en cuenta criterios tecnológicos y económicos. La empresa perforadora es la que tiene el taladro de perforación y cuenta con personal especializado y

de gran experiencia en la perforación de

pozos; generalmente cobran por día disponible de trabajo. Algunas Empresas perforadoras son SAN ANTONIO, NABORS DRILLING, PRECISION DRILLING, SPERRY SUN, PETREX. Alrededor de la perforación de un pozo existen muchas compañías , llamadas comúnmente de servicios y son las

encargadas de: El

suministro de

materiales, víveres, comidas, tratamiento de aguas y lodos, operaciones de cementación y registros de pozos, compañías de Geólogos, de transporte de personal, etc.

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1.2 ACTORES DE LA PERFORACIÓN En el escenario del taladro, para alcanzar el objetivo de hacer la perforación de un hueco, entre climas y zonas inclementes, con grandes dificultades y retos se presentan una serie de personajes dispuestos a dejar hasta la última gota de sudor para que su equipo logre el mas preciado trofeo, el pozo productor. Son entre otros (Figura 43): -

El hombre de la compañía: Las decisiones y el liderazgo en las operaciones la tiene un representante de la compañía operadora llamado “company man”.

-

El supervisor: Es el representante de la compañía perforadora y es una persona de mucha experiencia que ha ocupado varios puestos de trabajo iniciando por los más básicos. Se le conoce como”tool pusher”. Su función es coordinar a los trabajadores para el desarrollo permanente de las operaciones e informar de avances y eventualidades al “company man”.

-

El perforador: Es el encargado de manejar los equipos de control con los cuales se accionan los diferentes componentes del taladro para hacer operaciones seguras y exitosas de la perforación.

-

El encuellador: Desde un sitio a gran altura ubicado en la torre de perforación llamado plataforma, se encarga de conducir y enganchar los tubos durante la metida o sacada de tubería, tambien mientras se perfora se dedica a revisar y mantener el equipo de circulación del lodo

. -

Los cuñeros: Son dos o tres trabajadores que están sobre el piso de la torre y se encargan de enroscar y desenroscar la tubería empleando llaves hidráulicas y otras herramientas.

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-

Escuela Ingeniería Petróleos – UIS

Patieros: Son obreros que se encargan de la limpieza de los equipos y de ayudar en otras actividades menores y de menos riesgo y responsabilidad. Generalmente el hombre de la compañía y el supervisor están disponibles 24 horas y trabajan turnos de 15 o 20 días, mientras los demás trabajadores laboran 8 horas por día, es decir hay tres cuadrillas por día.

-

El lodero: Pertenece a una compañía especializada en fluidos de perforación y en Colombia generalmente es un Ingeniero de Petróleos. Es el encargado de controlar las propiedades del lodo para facilitar el avance de la perforación y demás operaciones en el pozo, es una tarea de gran responsabilidad por que tiene que ver con la seguridad del personal y del equipo. Generalmente trabaja turnos de 15 días y su disponibilidad es de 24 horas. Baroid, IMCO y Baker son nombres de algunas prestigiosas compañías de lodos de perforación.

Figura 43. Personal del equipo de perforación Fuente. Modificada de Muñoz Samuel. Generalidades de la explotación de petróleo. UIS.1986

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1.3 TIPOS DE POZOS Una vez se terminan los estudios exploratorios, los Geólogos y Geofísicos recomiendan a la compañía operadora el sitio en donde se debe iniciar la perforación para posiblemente encontrar en el subsuelo un depósito de hidrocarburos. Se debe fijar un sitio que sea accesible, plano y en el cual se cause el menor impacto ambiental. Previamente se han negociado los terrenos o los derechos de servidumbre con los dueños. Existen dos tipos de pozos: Exploratorios y de desarrollo. Los exploratorios como su nombre lo indica, se perforan para encontrar el depósito de hidrocarburos, que después de analizar datos obtenidos de los mismos y hacer predicciones de producción (si se encuentran hidrocarburos) y balance económico se toma la decisión de hacer un desarrollo del campo descubierto perforando la cantidad de pozos necesarios para producir de una manera técnica y económica el nuevo campo. Entre los pozos exploratorios se encuentran el llamado A3 que es el primero que se perfora en un área totalmente inexplorada; el A2

es el que se perfora para

determinar la profundidad del yacimiento descubierto y finalmente el A1 que se hace para determinar los límites horizontales del yacimiento (Figura 44).

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Campo Petrolero A3

A1

Pozos

A1 A2

A1

A1

Petróleo

Agua

Petróleo

Roca Ígnea

Agua

Figura 44. Tipos de pozos Fuente. Muñoz Samuel. Generalidades de la explotación de petróleo. UIS.1986

1.4 EL EQUIPO DE PERFORACION EL objetivo de la perforación es hacer un hueco para conectar la formación donde se espera encontrar hidrocarburos con la superficie; este hueco es el denominado pozo que se convierte en el canal de flujo entre el yacimiento y la superficie por donde se pueden conducir los fluidos de interés. Esta operación compleja se realiza mediante un equipo llamado torre o “taladro de perforación” (Figura 45). Esta unidad está compuesta de cinco

sistemas: Sistema de elevación, sistema de rotación, sistema de circulación, sistema de seguridad y sistema de energía.

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Figura 45. Equipo de Perforación

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Bloque corona Mástil o torre Encuelladero Bloque viajero Gancho Swivel Elevadores Kelly

9. Buge de la kelly 10. Buge maestro 11. Ratonera. 12. Hueco de tubería 13. Llave de potencia 14. Llave de potencia 15. Malacate 16. Indicador de peso

17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24.

Consola de perforación Casa del perro Manguera de lodo Unidad acumuladora Rampa Sitio para tubería Subestructura Línea de retorno de lodo

25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32.

Zaranda Manifold Separador de gas Desgasificador Reserva de lodo Tanque de lodo. Deslimador Desarenador

33. 34. 35. 36. 37. 38.

Centrífuga Bombas de lodo Almacenaje de productos para lodos Tanques de agua Motores y generadores Sistema de prevención

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1.5.1 Sistema de elevación La función más importante del sistema de elevación (Figura 46) es la de soportar el sistema de rotación durante las operaciones de perforación, proporcionando además el equipo y área de trabajo necesarios para izar, bajar y sostener el peso de la tubería de perforación y de completamiento. Para meter, sostener o extraer del hueco las pesadas cargas de tubos, se requiere de un sistema de elevación resistente, con suficiente potencia, aplicación de velocidades adecuadas, freno eficaz y mandos seguros que garanticen la realización de las operaciones sin riesgos para el personal y el



1.5.1 Sistema de elevación La función más importante del sistema de elevación (Figura 46) es la de soportar el sistema de rotación durante las operaciones de perforación, proporcionando además el equipo y área de trabajo necesarios para izar, bajar y sostener el peso de la tubería de perforación y de completamiento. Para meter, sostener o extraer del hueco las pesadas cargas de tubos, se requiere de un sistema de elevación resistente, con suficiente potencia, aplicación de velocidades adecuadas, freno eficaz y mandos seguros que garanticen la realización de las operaciones sin riesgos para el personal y el equipo. Las partes del sistema de elevación con su respectiva función se describen a continuación:

1.5.1.1 La estruc tura de soporte Es la estructura de acero prefabricada, la cual es izada sobre el lugar que se va a perforar. Su función principal es soportar el ensamblaje del equipo usado por el sistema rotatorio para perforar el hueco. Esta estructura está constituida por: - Mástil o torre de perforación: Existen varios tipos de torres, generalmente son portátiles y de fácil instalación. Están constituidas por varias secciones las cuales se ensamblan y se izan en posición vertical sobre la estructura. Sirve de punto de apoyo en el espacio para acomodar la tubería durante un viaje y de soporte de las poleas que sostienen los cables del equipo de elevación. Su altura puede ser hasta de 150 pies.

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Encuelladero

Figura 46. Sistema de elevación.

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- Subestructura: Es una gran armadura de acero la cual constituye la base y soporte de la torre. La parte superior de esta subestructura, forma el piso de la torre y puede tener una altura de 4 a 8,5 metros. Esta altura permite el espacio libre deseado para facilitar el trabajo de movimiento e instalación de tubería, válvulas y otros elementos del sistema de seguridad (castillo de preventoras BOP) que se colocan en la boca del del pozo. La distancia entre las patas de la subestructura puede ser de 6,4 a 9,1 metros, según el tipo de torre, y el área del piso puede estar entre 40 y 83 metros cuadrados. En esta área se encuentran los trabajadores que enroscan y desenroscan la tubería y los que controlan el equipo de elevación de la torre (supervisor, perforador y cuñeros).En esta parte de la torre se encuentran: la mesa rotaria, las llaves de potencia, la consola del perforador, la ratonera, el hueco del cabrón y la caseta del perforador. - Encuelladero: La altura de la torre puede ser de 26 a 46 metros (87 a 153 pies). La altura del encuelladero puede estar a unos 13 0 24 metros del piso, según la altura total de la torre; en este sitio trabaja el encuellador cuando se está metiendo o sacando la sarta de perforación. Esta plataforma forma parte del arrumadero de los tubos de perforación, los cuales por secciones de dos en dos (pareja) o de tres en tres (triple) se paran sobre el piso de la torre y por la parte superior se recuestan y aseguran en el encuelladero. La longitud total de tubería de perforación o de completamiento que pueda arrumarse depende del diámetro de la tubería. En su tope o cornisa, la torre tiene una base donde se instala el conjunto de poleas fijas (bloque corona). Sobre la cornisa se dispone de un caballete que sirve de auxiliar para los trabajos de mantenimiento que deben hacerse allí.

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1.5.1.2 El malac ate Se encuentra ubicado en la plataforma de trabajo de la torre, sirve de centro de distribución de potencia para el sistema de elevación y el sistema de rotación. Su funcionamiento está a cargo del perforador, quien es el jefe inmediato de la cuadrilla de perforación. El malacate es un carrete de diámetro y longitud proporcionales según el modelo y especificaciones generales.

El carrete sirve para devanar y

mantener enrollados cientos de metros de cable de perforación. Por medio de adecuadas cadenas de transmisión, acoplamientos, embragues y mandos, la potencia que le transmite la planta de fuerza motriz puede ser aplicada al malacate o a los ejes que accionan otros carretes auxiliares, utilizados para enroscar y desenroscar la tubería de perforación y las de revestimiento o para manejar tubos, herramientas pesadas u otros implementos que sean necesarios llevar al piso del taladro.

De igual

manera, la fuerza motriz puede ser dirigida y aplicada a la rotación de la sarta de perforación. 1.5.1.3 El c able de perfo ración El cable de perforación, que se devana y desenrolla del carrete del malacate, enlaza los otros componentes del sistema de elevación como son el bloque corona ubicado en la cornisa de la torre y el bloque viajero. El cable de perforación es de un acero especial y consta generalmente de seis ramales torcidos.

Cada ramal está formado a su vez por seis o nueve hebras

exteriores torcidas también que recubren otra capa de hebras que envuelven el centro del ramal. Finalmente, los ramales cubren el centro o alma del cable que puede ser formado por fibras de acero u otro material especial.

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1.5.1.4 Bloque corona Consiste en un arreglo de poleas o roldanas fijas localizadas en el tope de la Torre. 1.1.1.5 Bloq ue viajero El bloque viajero es una pieza muy robusta que puede pesar entre 1,7 y 11,8 toneladas y tener capacidad de carga entre 58 y 682 toneladas, según sus dimensiones y especificaciones. Forma parte del bloque viajero un asa muy fuerte que lleva en su extremo inferior el gancho que sirve para sostener la junta giratoria durante la perforación.

Del gancho cuelgan también

eslabones del elevador que sirven para colgar, meter o sacar la tubería de perforación. Generalmente, el número de cables entre el bloque corona y el bloque viajero puede ser entre 4 y 12 o más, de acuerdo al peso máximo que se deba manejar. También se debe considerar el número de poleas en la cornisa y el bloque, y además el diámetro del cable y la ranura por donde corre el cable en las poleas. 1.5.1.6 Unión gi ratoria (swivel) Es un equipo especial, el cual está suspendido por un asa del gancho de la polea viajera. Tiene en la parte superior un tubo llamado cuello de ganso, que sirve de conexión de la manguera del lodo para que este entre a la sarta de perforación. Su función es suspender y soportar el peso total de la kelly (cuadrante) y la sarta de perforación, y permite su libre rotación.

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1.5.2 El sist ema de rotación El sistema de rotación (Figura 47) está compuesto por: La mesa rotatoria, la unión giratoria (swivel), El cuadrante (kelly), la sarta o tubería de perforación y finalmente la broca. 1.5.2.1 La mesa rotatoria La mesa rotatoria va instalada en el centro del piso de la torre. Descansa sobre una base muy fuerte, constituida por vigas de acero que conforman el armazón del piso, reforzado con puntales adicionales. La mesa tiene dos funciones principales: Impartir el movimiento rotatorio a la sarta de perforación y sostener todo el peso de esta sarta mientras se le enrosca otro tubo para seguir profundizando el hueco, o sostener el peso de la sarta cuando se está sacando . Además, la mesa tiene que aguantar cargas muy pesadas durante la metida de la sarta de revestimiento en el hoyo. La mesa es de construcción fuerte de 1,20 a 1,50 metros de diámetro, con pistas y balineras de aceros de alta calidad, ya que la velocidad de rotación requerida puede ser hasta 500 RPM (revoluciones por minuto). La mesa tiene en el centro una abertura de forma circular que permite el paso de brocas, tuberías y herramientas dentro del hueco. La fuerza de rotación se la imparte la planta motriz del taladro, a través del malacate, por medio de transmisiones, acoplamientos y mandos apropiados. Tiene unos accesorios que se encargan de transmitir rotación a la kelly y a la tubería de perforación entre los cuales se tienen el buje del maestro y el buje de la kelly. Otro elemento que se utiliza son las cuñas, cuya función es sostener la tubería cuando se enrosca o desenrosca.

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SWIVEL

KELLY BUJE DE LA KELLY

MESA ROTATORIA

BUJE MAESTRO

TUBERIA DE PERFORACION

COLLARES

BROCA

Figura 47. Sistema de rotación

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1.5.2.2 La junta gi ratoria (swivel) En su base tiene un tubo conector en donde se enrosca la kelly. Su función es permitir la libre rotación de la kelly y de la sarta de perforación. 1.5.2.3 El cuadrante (kelly) Generalmente tiene configuración cuadrada, hexagonal, o redonda pero acanalada, y su longitud puede variar entre 40 y 60 pies. Esta pieza se conoce por el nombre propio de su inventor. La mayoría de las veces tiene forma cuadrada por lo cual también es denominada como “el cuadrante”. Su

función es conectar la unión giratoria y la tubería de perforación y transmitir la rotación a la tubería para perforar el hueco. La kelly es un eje que lleva un buje especial (buje de la kelly) que encaja en el buje maestro y este a su vez a la mesa rotatoria (Figura 48). Cuando se está perforando la kelly pasa a través del buje; una vez que toda la longitud ha pasado, el hueco avanza esa longitud. Para seguir profundizando, se levanta la kelly hasta que el primer tubo queda a ras de la mesa rotaria. Entonces se sostiene el tubo con las cuñas y se desenrosca la kelly para agregar otro tubo de perforación a la sarta y enroscar la kelly por la parte Superior del nuevo tubo. Se quitan las cuñas, se baja la tubería hasta tocar fondo y se continúa con la perforación.

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BLOQUE CORONA

BALINERAS

LINEA DE PERFORACIÓN

LINEA DE PERFORACIÓN

CUELLO DE GANZO

BLOQUE VIAJERO CABEZA DE GATO GANCHO

KELLY

MALACATE

BUJE DE LA KELLY MESA ROTATORIA BUJE MAESTRO

Figura 48. Esquema de ensamble del sistema de rotación y de elevación.

Los adelantos tecnológicos en el diseño, capacidad y funcionamiento de las partes del taladro evolucionan permanentemente. Tal es el invento de la junta giratoria automotriz (top drive) el cual se muestra en la Figura 49, para eliminar la mesa rotatoria y la junta kelly. Esto mejora la eficiencia del progreso de la perforación al tener menos maniobras para conectar los 16



tubos a la sarta. La junta giratoria tiene integrada un motor o impulsor eléctrico con suficiente potencia para imprimirle la velocidad de rotación deseada a la sarta de perforación, a la cual está conectada directamente. La potencia puede ser de 1.000 o más caballos de fuerza según el peso de la sarta, profundidad final y trayectoria del pozo, vertical o direccional de alto alcance o penetración horizontal. La junta rotatoria automotriz sube y baja deslizándose sobre un par de rieles paralelos asidos a la torre, los cuales forman la carrilera que comienza a tres metros del piso del taladro y culmina en la cornisa. 1.5.2.4 Llaves de potencia. Son unas llaves hidráulicas que están colgadas de la torre y suspendidas encima del trabajadero, cuya función es enroscar y desenroscar las partes de la sarta, la broca y la kelly. La fuerza de estas llaves la proporciona el malacate por medio de cables. 1.5.2.5 Sarta de perforación. Está compuesta principalmente por dos tipos de tubería: Tubería de perforación (drill pipe) y collares (drill collar).

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Figura 49. Top drive.

- Tubería de perforación (drill pipe): Está constituida por tubos de acero especial para soportar los esfuerzos de torsión y tensión a que está sometida constantemente; su longitud es aproximadamente de 30 pies. La tubería de perforación va conectada en su parte inferior a los collares y en la parte superior a la kelly la cual le transmite el movimiento rotatorio que se

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genera en la mesa. Además de transmitir el movimiento rotatorio, la tubería de perforación sirve como conducto para el desplazamiento de los fluidos de perforación. - Collares (drill collar): Esta parte de la sarta se conforma de tubos de paredes muy gruesas (mayor espesor) que se emplean para suministrarle peso a la broca y dar rigidez a la sarta. Están colocados entre la tubería de perforación y la broca. Además de las funciones anteriormente mencionadas esta tubería tambien hace parte del conducto por el cual se desplaza el lodo el cual llega a la broca. Su longitud es de aproximadamente 30 pies. 1.5.2.6 La br oca Es la encargada de romper la formación rocosa para hacer el hueco, mediante conos con dientes de material fuerte como el tugsteno y para rocas muy duras con insertos de diamante; también tiene boquillas por donde sale el lodo de perforación. Existen diferentes tipos de brocas dependiendo de el tipo de dientes (maquinadas e insertadas), la dirección del chorro (convencionales o tipo jet) y el tipo de formación a perforar (blandas, medias y duras). En la Figura 50 se muestran la broca convencional triconica y la broca corazonadora.

Figura 13. Brocas de perforación.

Figura 50. Tipos de brocas

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1.6. Sistema de circulación El sistema de circulación (Figura 51) es el encargado de transportar el fluido de perforación, llamado comúnmente lodo, vital para el avance y éxito de la perforación de pozos. Este sistema está formado por tres componentes: el área de preparación del fluido de perforación, los equipos de circulación y el área de reacondicionamiento del fluido de perforación.

1.6.1.1 Área de preparación del fluido de perfor ación En esta área se encuentran los tanques de agua, los depósitos de materiales para el lodo que generalmente es una caseta cercana a los tanques de succión y los equipos mezcladores. 1.6.1.2 Equipo s de circulación. El fluido de perforación comúnmente llamado lodo que se utiliza en una operación de perforación se recircula en forma continua. El lodo se mezcla y se guarda en el tanque de succión del cual es succionado con una bomba y lo envía por una tubería y una manguera hasta la unión giratoria, desde donde pasa por el interior de la kelly y la tubería de perforación hasta llegar a la broca, de donde sale por las boquillas y se encuentra con los ripios o restos de perforación que ha perforado la broca; entonces inicia su regreso por el anular (tubería – hueco) hasta llegar a la superficie trayendo los ripios y limpiando el hueco. En superficie pasa por el área de reacondicionamiento en donde se le sacan los ripios para de nuevo regresar al tanque de succión completando el circuito.

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GANCHO

TANQUE DE SUCCIÓN EQUIPO DE LIMPIEZA DE LODO

TUBERÍA PARADA

SWIVEL ZARANDA KELLY MANGUERA DE LODO

TRABAJADERO

BOMBA DE LODO

CONJUNTO DE PREVENTORAS

REVESTIMIENTO

TUBERÍA DE PERFORACION

BROCA

ANULAR

Figura 51. Sistema de circulación.

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1.6.1.1 Área de reacondicionamiento del fluido de perforación El lodo en su ciclo de circulación cumpliendo con su función arrastra los cortes y los lleva a superficie por lo que el incremento de estos sólidos o a veces gases e hidrocarburos le alteran sus propiedades; por lo cual en superficie debemos tratarlo. Los equipos (figura 52) que se usan en este tratamiento también son denominados equipos de control de sólidos de perforación, los cuales se describen a continuación. - Zaranda vibratoria (shale shaker ): Este equipo es normalmente conocido en los pozos como rumba y es una especie de filtro que tiene una serie de



1.6.1.1 Área de reacondicionamiento del fluido de perforación El lodo en su ciclo de circulación cumpliendo con su función arrastra los cortes y los lleva a superficie por lo que el incremento de estos sólidos o a veces gases e hidrocarburos le alteran sus propiedades; por lo cual en superficie debemos tratarlo. Los equipos (figura 52) que se usan en este tratamiento también son denominados equipos de control de sólidos de perforación, los cuales se describen a continuación. - Zaranda vibratoria (shale shaker ): Este equipo es normalmente conocido en los pozos como rumba y es una especie de filtro que tiene una serie de mallas que se encargan de retener los cortes de formación o ripios grandes de los fluidos de perforación. Estos cortes son llevados a una fosa en donde son tratados para evitar contaminación ambiental. Algunos de estos cortes son examinados para determinar el tipo de formación que se

está

perforando y si en ella hay presencia de hidrocarburos. - Desgasificador (degasser ) : Es un equipo muy importante ya que retira el gas que puede arrastrar el fluido de perforación, el cual puede ser corrosivo o letal (H2S); además puede bajar la densidad al lodo de perforación y causar un problema potencial para el control del pozo. Va entre las rumbas y el desarenador. -

Desarenador (desander ): Este equipo consta de una serie de conos que retirar las partículas de tamaño arena (mayor de 74 micrones) que no quedan atrapadas en la zaranda.

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- Deslimador (desilter): El deslimador consta de conos más pequeños que los del desarenador y remueve hasta las partículas de formación más pequeñas que el tamaño arena del fluido de perforación. A veces se utilizan otros equipos para optimizar el control de sólidos como el limpiador de lodo (mud cleaner) que es una combinación de la zaranda vibratoria con el deslimador o la centrífuga.

Desgasificador Rumba

Figura 51. Equipos de control de sólidos

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4.4.4 Fluidos de perforación Los fluidos de perforación están compuestos de una fase continua que puede ser líquida o gaseosa, una fase sólida y una fase química. Inicialmente se perforaba con lodos elaborados con arcilla y agua, pero con la investigación se han desarrollado fluidos con alta tecnología a partir de aditivos especiales para satisfacer necesidades específicas bajo diversas condiciones de perforación, como es la presión, la temperatura, y la diversa composición de las formaciones a perforar. Siempre se busca un lodo que sea compatible con la formación. El fluido de perforación debe cumplir funciones específicas durante la perforación de un pozo: -

Transportar los recortes de perforación o derrumbes a superficie

-

Mantener en suspensión los recortes o derrumbes en el espacio anular cuando se detiene la perforación.

-

Controlar la presión de formación para evitar amagos de reventón y pérdidas humanas y materiales.

-

Enfriar y lubricar la broca y la sarta de perforación.

-

Sostener las paredes del hueco.

-

Ayudar a sostener el peso de la tubería, mediante el empuje ascendente.

-

Proveer de un medio adecuado para tomar registros dentro del pozo.

Un adecuado fluido de perforación debe evitar daños en las formaciones por donde se hace el hueco y en especial sobre las productoras de hidrocarburos, no ser corrosivo, no ser abrasivo con las partes metálicas, resistente a la contaminación con otros fluidos, mantenerse estable a presiones y temperaturas elevadas y amigables al medio ambiente.

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Básicamente existen tres tipos de fluidos de perforación: Base agua, base aceite y neumáticos, de los cuales el más utilizado por factores económicos, tecnológicos y ambientales es el base agua. - Lodos de base agua: En los lodos base agua, la fase continua es agua dulce o agua salada y por lo general la fase dispersa es bentonita o atapulgita. Son los más utilizados en la industria, debido a la facilidad con que se constituye el agua y su bajo costo. - Lodos de base aceite: Un lodo base aceite es una emulsión o mezcla de dos fluidos inmiscibles, es decir, líquidos que no se mezclan bajo condiciones normales. Cuando se obtiene la emulsión, uno de los fluidos se encuentra disperso en el otro en forma de pequeñas gotitas. Para hacer una emulsión mas estable es necesario el uso de un agente emulsificante. El tipo de emulsión que se forma que puede ser normal o inversa, depende de las características del agente emulsificante. Los lodos base aceite pueden ser de emulsión normal o inversa.

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Lodos de emulsión normal. En estos lodos la fase continua es el agua y la fase dispersa es el aceite, es decir, que el aceite se encuentra en forma de pequeñas gotitas dentro del agua.

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Lodos de emulsión inversa. En estos lodos la fase continua es el aceite y la fase dispersa es el agua. Se utilizan especialmente para tomar muestras de roca representativas del yacimiento y para perforar las zonas productoras de hidrocarburos.

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- Lodos neumáticos: En estos lodos el fluido de perforación es el aire, niebla o espuma. La perforación con estos fluidos es común en rocas muy duras; también es útil en zonas donde la pérdida de circulación es un gran problema. A este tipo de perforación también se le llamada perforación “ underbalance ” . El fluido de perforación permanentemente es controlado y debe tener ciertas propiedades que son medibles en laboratorio, entre las cuales se cuentan: - Densidad: Es la propiedad que nos determina el peso de la columna de lodo que se encarga de controlar la presión del yacimiento, para aumentarla usamos sustancias pesantes como la barita (que pesa 4.3 veces más que el agua). Esta propiedad puede variar de 8,6 a 19 lb/gal y se mide con una balanza de lodos. - Pérdidas de Filtrado: La cantidad de filtrado (líquido) que se pierde en las formaciones depende de la naturaleza de la formación a perforar. Si se trata de una formación consolidada, inerte e impermeable podemos perforarla con fluidos de filtrado elevado pero en formaciones arcillosas es necesario el control de filtrado para evitar la hidratación de ellas. En formaciones porosas (como arenas) y si existen hidrocarburos causan daño que influirá durante la etapa productiva del pozo. Las pérdidas de filtrado debe ser menores a 13 cc en 30 minutos según prueba API de filtración. La fase sólida del lodo que acompaña el líquido que se pierde crea una película alrededor del hueco, llamada torta, que ayuda a sostener las paredes. Para que sea eficiente debe ser delgada, plástica y consistente. Para controlar las pérdidas de fluidos se utilizan controladores de pérdidas de filtrado tales como polímeros y algunas arcillas.

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- pH: El valor del pH que usemos en el fluido de perforación depende del agua utilizada y de las características de las arcillas que se encuentren en la zona a perforar y de los demás aditivos utilizados. El Ph del lodo debe ser básico (mayor a 7) para evitar corrosión en las partes metálicas por donde pasa el lodo y para que los aditivos sean más eficientes. El controlador de Ph más utilizado es la soda cáustica (NaOH). Se mide con el peachímetro. -

Reología: El lodo para cumplir las funciones de transporte y

sostenimiento de los ripios, limpieza del hueco y fluidez dentro del sistema circulatorio debe tener propiedades reológicas adecuadas. Entre las propiedades que se determinan tenemos: Viscosidad de embudo Marsh, viscosidad plástica, punto cedente (yield point), viscosidad aparente y fuerza de Gel. Estas propiedades se miden con el embudo Marsh y el viscosímetro rotacional de múltiples velocidades. - Contenido de sólidos: Para controlar y optimizar el contenido de sólidos en el lodo se debe hacer la prueba de retorta en donde se determina el porcentaje en volumen de sólidos totales y de líquido. Adicionalmente se hace una prueba para determinar el contenido de arena, el cual debe ser menor a 1% en volumen para evitar deterioro por abrasión en las partes metálicas del sistema de circulación. Las anteriores propiedades del lodo se miden y evalúan permanentemente y durante toda la perforación de un pozo, mediante pruebas que el Ingeniero de lodos hace con los equipos especiales que tiene en su laboratorio en el taladro. Los aditivos de un lodo base agua son principalmente: Agua (fase continua), viscosificantes, materiales pesantes, controladores de Ph, controladores de

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pérdidas de filtrado, dispersantes, surfactantes, antiespumantes, inhibidores de corrosión, bactericidas etc.

1.7.5 Sistema de segur idad Este sistema (Figura 52) se usa para controlar y prevenir la invasión de fluidos del yacimiento al pozo y a superficie que se conoce como un amago de reventón o si se vuelve incontrolable se llama reventón (blowout). La arremetida de fluidos (gas y/o petróleo, agua: fresca o salada) de la formación hacia el pozo, ocurre cuando la presión ejercida por el fluido de perforación en el hoyo es menor que la presión que tienen algunas de las formaciones perforadas o la formación que está siendo penetrada por la broca. Las manifestaciones de la arremetida de fluido se captan en la superficie por el aumento de volumen de fluido en el tanque y por el comportamiento simultáneo de las presiones en la sarta y el espacio anular. La magnitud del volumen adicional de fluido descargado da idea de la gravedad de la situación. La apreciación rápida del tipo de fluido desbordado ayudará a poner en ejecución uno de los varios métodos adecuados de contención, cuya finalidad, no obstante las diferencias de procedimientos, es permitir acondicionar el fluido de perforación al peso requerido y bombearlo al hoyo; mientras tanto se controla el comportamiento del flujo por el espacio anular para descargar la arremetida. El sistema de prevención tiene dos componentes principales: el conjunto preventor de reventones (BOP) y el acumulador con el correspondiente sistema de soporte (figura 53).

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CONFIGURACION BOP LINEA DE FLUJO NIPLE CAMPANA

LINEA DE LLENADO ANULAR

RAM TUB SUP

HCR

HCR SPOOL LINEA DE MATAR

LINEA DE CHOKE RAM CIEGO

RAM TUB INF

RRSRA Figura 52. Equipo de prevención.

1.7.1.1 Conju nto de preventoras d e reventones (BOP) Consiste en un juego único de válvulas hidráulicas con grandes orificios de tamaño considerable, niveles de presión altos y que además accionan con rapidez.

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La finalidad del conjunto BOP (blow out preventor) es cerrar el pozo en la eventualidad e una patada, e incluso garantizar la mayor flexibilidad para las operaciones siguientes. Teniendo esto en cuenta podrá observarse que muchas de las configuraciones posibles del conjunto pueden dar resultados satisfactorios. Este conjunto está normalmente formado por un preventor anular, unos preventores de ariete o esclusas y bridas de perforación. - Preventor anular : Es la parte superior del sistema de impide reventones, contiene un empaque de caucho y reforzado en acero que al cerrar forma un sello alrededor de la tubería, también puede cerrar sobre la kelly y totalmente el hueco perforado cuando el pozo está sin tubería. -

Preventor de ariete (RAM): Estos preventores solo cierran sobre diámetros de tubería específicos o sobre el hueco perforado. Es un bloque de acero que se recorta de manera que se adecue al tamaño de la tubería que va a cerrarse; en el cierre va un empaque de caucho.

Hay un tipo de ariete (o esclusa) llamado ciego que puede cerrar todo el hueco y otro de tipo cortante por que puede cortar la tubería y después cerrar el hueco. Las bridas son espaciadores entre los diferentes preventores de ariete y sirven de conexiones a la línea para estrangular (que circula el amago fuera del hueco perforado) y la línea para matar (que bombea fluidos de perforación hacia el hueco).

Los preventores de ariete también tienen

válvulas de salida laterales que sirven para el mismo propósito.

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1.7.1.2 Acumulador La finalidad del acumulador es proveer una forma rápida, confiable y práctica de cerrar los BOP en caso de surgencia. Dada la importancia del factor de confiabilidad, los sistemas de cierre poseen bombas extra y volumen en exceso de fluido, al igual que sistemas alternativos o de reserva. Normalmente, se localiza a cierta distancia del taladro y puede activarse desde un tablero de control remoto desde el piso del taladro o por un tablero que forma parte del mismo acumulador.

Preventora Anular Separador de gas Ac um ul ador Preventoras tipo Ariete

Manifold Tablero de con trol Línea de estrangulamiento

Línea de matar

Figura 53. Sistema de control de pozo

1.7.1.4 Sistema de sopo rte de estrangu lamiento Consiste en dos componentes: el manifold de estrangulamiento y la línea para matar. - Manifold de estrangulamiento : Es un conjunto de conexiones para tubería, bridas resistentes a presiones altas con válvulas de salida laterales,

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de control manual o automático. Su función es la de controlar y mantener la contrapresión requerida y direccionar los fluidos de la formación que han invadido el hueco durante un amago, hacia las piscinas o al separador de gas o al área de reacondicionamiento de lodos, hasta quedar controlado el amago o patada. La línea para matar : Generalmente se conecta al BOP frente a la línea para estrangular.

A través de la línea se bombean fluidos de perforación al

hueco, con la densidad suficiente para ayudar a balancear las presiones existentes en éste y así, poder controlar el amago o patada.

1.8. Sistema de energía A pesar de que ocupa un área relativamente pequeña, el sistema de generación y transmisión de potencia representa el corazón del taladro de perforación. El sistema de energía tiene dos componentes principales: las fuentes primarias de potencia (los motores) que generan casi toda la potencia requerida en el taladro (Figura 54) y el sistema de transmisión de potencia que transmite o distribuye esta potencia a los componentes del taladro que lo requieran. - Los motores: Son la principal fuente de potencia en el taladro de perforación rotatoria. Son muy grandes y de combustión interna; los motores más comunes se clasifican según el tipo de combustible usado ya sean de gas, diesel o eléctricos.

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- Sistema de transmisión de potencia: Transmisión mecánica de potencia. Está compuesto por el motor o motores y de un arreglo elaborado de piñones y cadenas, o sistemas de enlace, que requiere una cuidadosa organización y alineación. Es el más comúnmente usado en los taladros. Transmisión eléctrica de potencia: Este sistema es el encargado de llevar la energía producida por los motores a través de cables hasta los sistemas del taladro que lo requieran.

MOTOR DIESEL

GENERADOR ELECTRICO

MALACATE

BOMBA DE LODO CASA DE CONTROL

BOMBA DE LODO

MESA ROTATORIA

Figura 54. Sistema de energía.

2. PERFORACION DIRECCIONAL Y HORIZONTAL Algunas veces es imposible o antieconómico perforar verticalmente para llegar al objetivo. Para lograrlo se puede hacer una perforación direccional y consiste en iniciar en superficie el hueco desde un lugar apropiado e ir

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desviando con un ángulo adecuado hasta llegar a la zona de interés. Existen técnicas y equipos sofisticados que permitan hacer una operación exitosa. Este tipo de perforación tiene su aplicación en los siguientes casos (Figura 55): Matar un pozo donde se ha ocasionado un reventón; en costa afuera (en el mar) en donde por facilidad desde una misma plataforma se pueden perfora pozos en varias direcciones; cuando es imposible perforar encima del Objetivo por encontrarse en zonas inhóspitas o difíciles para trabajar como riscos, ríos, ciudades; en casos cuando el pozo vertical no se puede seguir profundizando por problemas como pega de tubería, pesca o cementación interna de la tubería de perforación. Las partes de un pozo desviado son: Sección vertical, Punto de desviación, ángulo de desviación, desplazamiento lateral,

profundidad medida y

profundidad vertical real (Figura 56). Cuando el ángulo de desviación es alrededor de 90º respecto de la vertical, entonces llegamos a la perforación horizontal, la cual es ventajosa para perforar arenas de espesor delgado y con muchos grados de inclinación; perforar pozos en varias direcciones desde un mismo sitio o plataforma. También por este tipo de pozos se puede alcanzar una alta producción de hidrocarburos debido a que atraviesa toda la capa del yacimiento y funciona como un tubo al que le entra radialmente fluido en toda su longitud (Figura 57).

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Figura 55. Aplicaciones de la perforación direccional.

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Figura 56. Partes del pozo desviado.

Gas

Gas

Aceite

Aceite Agua

Agua

Pozos verticales

Pozos Horizontales

Figura 57. Comparación entre pozos verticales y pozos horizontales.

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En el año 1985 se desarrollaron los primeros pozos horizontales experimentales en Estados Unidos, pero el auge de esta tecnología a nivel mundial inició en 1990 y ha venido creciendo vertiginosamente. La operación de perforar pozos direccionales y horizontales es compleja y requiere de equipo especial y personal experto. Las curvaturas la dan ciertos elementos llamados substitutos y estabilizadores. En esta operación el motor va cercano a la broca de perforación que es la que rota, mientras que la tubería permanece fija (Figura 58).

ESTABILIZADOR DE TOPE

ENSAMBLE DE BAL INERAS CON ARTICULACION DE DESVIACIO N

ESTABILIZADOR

BROCA

Figura 58. Sarta de perforación direccional con motor de fondo.

2.2 PERFORACION COSTA AFUERA La perforación se adelanta generalmente en medio de las más diversas condiciones climáticas y de topografía; zonas selváticas, desiertos, áreas inundables o en el mar. La perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos lineamientos, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas

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al lecho marino o que flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de todos los elementos y equipo necesarios para el trabajo petrolero. En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivos. En la mayoría de las veces los pozos resultan secos o productores de agua. En cambio, los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo. Podría decirse que buscar y encontrar petróleo es algo así como apostarle a la lotería. Buena parte del futuro de la industria petrolera y gasífera se encuentra en el fondo del mar. Así lo demuestran las millonarias inversiones que realizan, para exploración y desarrollo de campos marinos, las grandes compañías petroleras. Colombia, donde en la actualidad se adelantan trabajos de exploración en la plataforma del Mar Caribe, cuenta con un gran potencial para convertirse en uno de los grandes protagonistas de esta industria en el siglo XXI y consolidar así el camino que inició hace más de treinta años en La Guajira. En el contexto mundial, las operaciones Offshore o “costa afuera” se

concentran actualmente en el mar del Norte, el golfo de México, Brasil, el oeste de África y el sureste de Asia. En estas zonas se han descubierto gran número de yacimientos con altos índices de producción. Debido al gran avance de esta industria, desde el año 2006 han desarrollado más de 1.700 campos en el mar. Hay muchas preguntas que surgen cuando se habla de un tema tan poco conocido como el Offshore, término que resume la exploración y explotación marina. Es importante considerar la diferencia entre los diversos rangos de profundidades en los que se llevan a cabo los trabajos de exploración y 38



explotación, ya que en ellos radica uno de los principales retos de la industria. Cuando empezó el trabajo de exploración en el mar, las compañías nunca se imaginaron que alcanzarían profundidades superiores a los 1.800 metros de profundidad de agua en etapas de producción y de más de 2.700 metros en etapas de exploración. En los años setenta, los procesos exploratorios no pasaban de los 50 metros de profundidad. Existen tres tipos de profundidades del fondo marino, las cuales abarcan desde los 50 metros hasta los 3.000 metros: -

Aguas someras: Aguas poco profundas, va hasta los 400 metros de profundidad.

-

aguas profundas: comprende de los 400 metros a los 1.500 metros.

-

Aguas ultraprofundas: Abarca desde los 1.500 metros hasta los 3.000 metros de lámina de agua, es decir, la distancia entre la superficie y el fondo del mar.

Una de las empresas líderes en exploración marina es Petrobras, quien ha desarrollado tecnologías para explorar en grandes profundidades. Ha diseñado y desarrollado tecnologías para alcanzar profundidades superiores a los tres mil metros. Los trabajos en profundidades cada vez más grandes y en lugares más aislados llevan a la industria petrolera a asumir una serie de nuevos retos. El primero de todos ellos es la construcción de plataformas más adecuadas a las profundidades y a los tipos de extracción de crudo y gas de las diferentes regiones. Existen en la actualidad cinco tipos de torres para hacer trabajos de explotación en el mar (Figura 59). 39



PLATAFORMA PLATAFORMA

PLATAFORMA DE

FIJA

COLUMNA FLOTANTE

TLP

BARCO

UNIDAD EN TIERRA

PERFORADOR PLATAFORMA FLEXIBLE

Figura 59. Tipos de torres para perforación costa afuera.

1. Plataforma fija: Es aquella que se encuentra fija en el fondo del mar, y es utilizada en aguas poco profundas (hasta 400 metros). Fue desarrollada en la década de los setenta. 2. Plataforma Flexible : Es una estructura anclada al fondo del mar y soporta las corrientes marinas y los vientos. Se empezó a desarrollar en los años ochenta, debido a que se requería llegar a mayor profundidad en exploración y explotación. Esta estructura es utilizada en profundidades de hasta 1.100 metros.

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3. Plataforma de columna Flotante: se denomina la SCF (Single Column Floater), que se considera una plataforma flotante. Es una estructura que reduce el peso total de la construcción, lo que hace que su instalación sea más sencilla. Lo más interesante es que puede ser fabricada verticalmente, como una sola unidad, y ser transportada directamente al punto de instalación. La característica principal de la SCF es su capacidad para adaptar las condiciones del movimiento hidrodinámico de la plataforma a las diferentes cargas del mar y a los cambios ambientales y climáticos. Se utilizan para profundidades hasta de 2.750 metros. Son plataformas semisumergibles. A este tipo de plataforma también pertenece la llamada “SPAR” .

4. Embarcaciones Perforadoras: Es un barco, con gran movilidad, capacidad de almacenamiento de fluidos de perforación, combustible y agua; por tal motivo son muy útiles en lugares remotos y donde la logística de perforación e complicada de ejecutar. Sólo se puede perforar a bajas tasas. Esta embarcación se ha desarrollado desde finales de la década de los noventa y tiene capacidad para explorar en profundidades de hasta 3.000 metros de lámina de agua. La capacidad de maniobra de estos barcos es de 35.000 pies (10.500 metros) de estrato de roca a perforar y puede albergar hasta 200 personas. 5. Plataforma de brazo tensionado:

En el lenguaje petrolero esta

clase de plataforma se denomina TLP (Tension Leg Platform) que, a diferencia de las estructuras anteriores, está anclada al fondo del mar sólo por cables, en su mayoría de acero o de poliéster. Este último material está utilizándose por ser más económico y más liviano. Las plataformas se emplearon inicialmente en profundidades de hasta 41



1.500 metros (aguas profundas) y se empezaron a desarrollar a finales de los años ochenta e inicios de la década del noventa. Actualmente se pueden emplear para perfora en zonas donde la lámina de agua es superior a 3.000 metros. En la actualidad se están haciendo investigaciones para el desarrollo de nuevas plataformas. Colombia tiene un gran potencial en exploración en aguas profundas. El territorio de plataformas marinas es considerado como una región altamente gasífera, con reservas considerables y muy importantes, en especial si se piensa que parte del futuro energético del país está en el gas. En el momento, Colombia sólo tiene dos plataformas en aguas poco profundas que constituyen parte del contrato de asociación Guajira, el cual es operado por la ChevronTexaco. Se calcula que las reservas probadas totales de Chuchupa son cercanas a los 4.000 GPC de gas natural. También se están explorando otros bloques mediante un contrato que el estado por intermedio de la Agencia Nacional de hidrocarburos (ANH) firmó en el 2004 con la alianza entre las Empresas ExxonMobil, Petrobras y Ecopetrol.

2.4 EVALUACION DE LAS FORMACIONES Durante la perforación y también una vez perforado el hueco, éste es sometido a una serie de pruebas y evaluaciones con el fin de lograr el máximo de información acerca de las formaciones de roca.

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2.4.1 Análisis de ripios Para saber si se han perforado formaciones que contienen hidrocarburos se hace mediante exámenes minuciosos de los ripios (detritos o pedazos de roca que han sido perforados por la broca).Una empresa de servicios Geológicos recoge ripios de la zaranda vibratoria y usando luz ultravioleta puede determinar si existe petróleo dentro de los mismos. También puede utilizar un instrumento que detecta gas.

2.4.2 Registro de pozos Otra técnica valiosa que se utiliza para determinar la existencia de aceite o gas en una formación es el registro de pozos. Una compañía de registro se trae al pozo mientras la cuadrilla saca toda la sarta de perforación. Usando un laboratorio portátil, montado en un camión para trabajos en torres que quedan en tierra o en laboratorios permanentemente instalados en torres marinas, los registradores bajan aparatos llamados herramientas de perfilaje dentro del hoyo con cable de acero. Las herramientas llegan hasta el fondo y se van subiendo poco a poco. A medida que va subiendo la herramienta mide las propiedades de las formaciones que va atravesando (Figura 60). Los principios de medición son físicos; algunas herramientas de perfilaje miden y registran la electricidad natural y la inducida en las formaciones. Otras mandan sonidos a las paredes de la formación y miden y registran las reacciones de las paredes de la formación a tales sonidos.

Registros

radioactivos miden y registran los efectos de radiación natural e inducida en las formaciones.

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Arcil la

Arena Arcillosa

Arena Limpia

Arcil la

Figura 60. Registro Gamma Ray.

Estos son solamente unos ejemplos de los registros disponibles para pozos de petróleo. Todas las herramientas de perfilaje registran en medio digital y en papel que luego puede ser estudiado e interpretado por un Geólogo o Ingeniero de Petróleos con experiencia. Estos registros de perfilaje indican las características de rocas y de los fluidos, la existencia de petróleo o gas y también cuánto puede haber. Los pricipales parámetros físicos que pueden ser evaluados por los registros son; la porosidad, saturación, espesor de las formaciones y permeabilidad. Estos parámetros pueden ser derivados o deducidos de perfiles eléctricos,

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nucleares y acústicos.


Para determinar porosidad se usan los perfiles

sónicos y para la densidad de la formación Neutrónicos.

2.4.3 Pruebas de for mación La prueba de formación es otra técnica que facilita el perfilaje del pozo. La herramienta para la prueba de formación se conecta a la sarta de perforación y se baja hasta el fondo del hoyo. Un empaquetador, empacador o ‘’ packer ‘’ (un aparato de goma dura usado para sellar) sella cuando peso ejercido

sobre él lo hace expandir. Se abre una válvula en la herramienta de perfilaje y presiones o fluidos de las formaciones que quedan encima del empaquetador pueden entrar a la herramienta.

Un registrador en la

herramienta hace una gráfica de la presión de la formación. Luego se le quita el peso de encima al empaquetador y se sube la herramienta hacia la superficie. Las presiones del hoyo son un buen indicio de las características de la formación.

2.4.4 Corazonamiento En adición a las pruebas anteriormente mencionadas, a veces se sacan testigos o muestras de la formación llamadas corazones o núcleos de roca. Hay dos métodos comúnmente usados para tener testigos. Uno de los métodos utiliza un ensamble conocido como un tubo o barril corazonador que se conecta a la sarta de perforación y se lleva hasta el fondo del hueco. A medida que se gira el barril corazonador, corta una muestra cilíndrica de unos centímetros de diámetro que se recibe en un tubo encima de la broca que corta las muestras. Es necesario hacer un viaje por cada corazón que se toma. El segundo método para obtener testigos se llama sacar testigos de pared. En este método, la herramienta dispara unas cargas explosivas

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pequeñas hacia las paredes del hoyo. Cuando se saca la herramienta, los testigos salen con ella. De esta manera es posible sacar hasta treinta testigos pequeños a una profundidad dada. Cualquiera de los tipos de testigos pueden ser analizados en un laboratorio y revela mucho sobre la naturaleza del yacimiento como: Porosidad, permeabilidad, saturación, mojabilidad, fluidos contenidos y sus propiedades entre otros. Para lograr este objetivo, en pozo una vez se recuperan las muestras se deben identificar

debidamente

(pozo,

cuenca,

profundidades)

y

preservar

adecuadamente (Figura 61).

ºFigura 60. Muestras de núcleo de roca preservados.

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FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN.pdf

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