Manual y tecnicas en la perforacion de pozos by Coinspetrol Ltda

MANUAL Y TÉCNICAS EN LA PERFORACIÓN DE POZOS

JOHANN FERNEY ROMERO QUEVEDO LUIS ALBERTO SÁNCHEZ VESQUES

CORPORACIÓN INSTITUCIONAL DEL PETRÓLEO”COINSPETROL”LTDA TÉCNICO EN PERFORACIÓN Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETRÓLEO VILLAVICENCIO META 2009

MANUAL Y TÉCNICAS EN LA PERFORACIÓN DE POZOS

JOHANN FERNEY ROMERO QUEVEDO LUIS ALBERTO SÁNCHEZ VESQUES

TRABAJO DE GRADO PARA OBTENER EL TITULO DE TÉCNICO EN PERFORACIÓN Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETRÓLEO

CORPORACIÓN INSTITUCIONAL DEL PETRÓLEO”COINSPETROL”LTDA VILLAVICENCIO META 2009 2

NOTA DE ACEPTACIĂ&#x201C;N

____________________________________________

Director del proyecto

____________________________________________

Villavicencio, noviembre de 2009

DEDICATORIA

Con gran amor este trabajo se lo dedico a DIOS, por darme la oportunidad de hacer posible que este triunfo sea alcanzado; a mi mamá Betty Quevedo rozo, a mi papá cruz maría romero, que son un ejemplo para seguir, porque siempre ha estado a mi lado confiando y dándome ánimos para nunca rendirme y siempre creer en que todo aquello que queramos alcanzar no solo hay que desearlo, si no debemos luchar por ello para poderlo conseguir. Quienes han confiado y apoyado incondicionalmente y a quien les debo lo que hoy en día soy. A demás tengo muy presente a mis hermanas Ingrid, yudi y sindy porque siempre ha creído en mí y cuando más la he necesitado siempre ha estado para apoyarme y ayudarme. A mis amigos y amigas quienes han estado junto a mí aceptándome con mis debilidades y fortalezas, estando presentes en los momentos más difíciles y felices en esta formación como técnico. JOHANN FERNEY ROMERO QUEVEDO

Este trabajo lo dedico primero que todo a DIOS, por darme salud y darme el entendimiento para lograr salir adelante con este curso y terminarlo, en segundo lugar lo dedico a mis padres

LUISA RAQUEL VASQUEZ Y LUIS ALBERTO

SANCHEZ por apoyarme económicamente y afectivamente durante el transcurso de este tiempo de estudios y en una gran parte a mi familia en general que siempre me apoyaron en especial a mi tía RITA LUCIA VASQUEZ quien fue la promotora de la iniciación del mismo. Y desde luego en parte a mis amigos y amigas que me apoyaron con mis fortalezas y debilidades. LUIS ALBERTO SÁNCHEZ VÁSQUEZ

GLOSARIO

ACIDIFICACIÓN: tratamiento de estimulación de formación petrolífera. ACIDIFICAR: fracturar un pozo utilizando acido. ACIDO: todo compuesto químico que contenga hidrogeno que pueda ser remplazado por elementos positivos o radicales para formar sales. ACUMULADOR: un equipo de perforación el acumulador almacena fluido hidráulico bajo presión de nitrógeno comprimido para el cierre del BOP en casos de emergencia. El acumulador es un recipiente o tanque que se utiliza para recibir y almacenar temporariamente líquidos que se utiliza en procesos continuos en plantas de producción. API: Instituto estadunidense del petróleo. Asfalto: mescla natural o mecánica de bitúmenes sólidos o viscosos que se encuentran en extractos naturales o se obtienen como residuo del petróleo. BACHE: bombear una determinada cantidad de una sustancia (por ejemplo CEMENTO O ACIDO) A UN INTERVALO ESPECIFICO DEL POZO. BOMBA DÚPLEX: bomba reciproca que costa de dos pistones y dos cilindros , de uso muy difundido como bomba de lodo en un equipo de perforación. BOP: iníciales de blowout prevemver preventor de reventones. CALIPER: registro cuyo objetivo es determinar el diámetro del pozo que sirve para indicar agrandamientos debido a derrumbes inundación o otras cosas. CBL: perfil de aislaciones de cemento CEMENTACIÓN: aplicación de una lechada liquida de cemento y agua a varios puntos del exterior y el interior del casing. CIRCULACIÓN: movimiento de fluido de perforación desde la pileta de inyección pasando por la bomba, el sondeo, el trepano, el espacio anular del pozo, y da vuelta a la pileta de inyección, DESVIACIÓN: inclinación de pozo con respecto al eje vertical, el Angulo en grados con respecto al eje vertical.

LODO: fluido de perforación de base de agua o base de petróleo cuyas propiedades han alteradas mediante sólidos comerciales o naturales. Perdida de circulación consecuencia de escape de fluido dentro de la formación atreves de fisuras o medios porosos. TRIPLEX: bomba de servicio de pozos de tres pistones. UBICACIÓN: el lugar donde se perfora un pozo. VISCOSIDAD: resistencia interna que opone un fluido al flujo. Este fenómeno se atribuye a la atracción entre moléculas de un líquido, y es una medida de los efectos combinados de las partículas en suspensión. YACIMIENTO: Área geográfica en la que cierta cantidad de pozos petrolíferos o de gas producen de un reservorio continúo. ZAPATO: primera herramienta en la columna de casing cuya función es guiar al casing sorteando las astrubciones de pozo. ZAPATO FLOTADOR: herramienta cilíndrica provista de una válvula de movimiento vertical que se bajo en el extremo de la columna de casing para proporcionar flotación y reducir la carga en el gancho del equipo. ZAPATO GUÍA: sección de acero, corta, hueca y cilíndrica rellena de goma o concreto con el extremo inferior redondeado que se coloca en el extremo de la columna del casing. Impide que el casing quede trabado en una protuberancia del pozo cuando se lo baja. En el centro del zapato hay u pasaje que permite que el fluido de perforación ascienda por el casing en la bajada que pace el cemento en operaciones de cementación para eliminar todas las protuberancias de la pared del pozo cuando se baja el casing ZONA: Una sección de la formación de un pozo.

TABLA DE CONTENIDO

PAGINA:

1. TEMA:: manual y técnicas en la perforación de pozos

1.1 DESCRIPCION DEL PROBLEMA

1.2 FORMULACION DEL PROBLEMA

2. OBJETIVOS

2.1. Objetivo general

2.2. Objetivos específicos

3. JUSTIFICACIÓN

4.MARCO REFERENCIAL

5. MARCO TEÓRICO

5.1.elementos de protección personal

5.1.1.funciones básicas del EPP

5.1.2. casco de seguridad

5.1.3.proteccion visual y facial

5.1.4. protección auditiva

5.1.5. protección a las manos

5.1.6. protección a los pies

5.1.7 protección contra caídas

5.1.8. protección para vías respiratorias

6 IMPACTO AMBIENTAL DE LA INDUSTRIA

6.1. contaminación por actividades petroleras

6.2. impacto en la fase de prospección y perforación

7.GENESIS DEL PETROLEO

7.1. origen del petróleo

7.1.1. teoría orgánica

7.1.2. teoría inorgánica

8. EXPLORACIO DE LOS POZOS

32 7

8.1. métodos geológicos

8.2. métodos geofísicos

9.PERFORACION DE LOS POZOS

9.1. equipos de perforación

9.2. extracción del petróleo

9.2.1. métodos de percusión

9.2.2.metodo a rotación

10. DISEÑO DE UN POZO

10.1. términos generales

10.2. diseño preliminar de un pozo

10.3. emitir la base preliminar del diseño

10.4. contratos

10.5. materiales

10.6. diseño detallado del pozo

11. COMPONENTES DEL TALADRO

11.1.corona (crown)

11.2.catline boom & whist line

11.3.cable de perforacion (drilling line)

11.4. encuelldero (monkeyboard)

11.5. bloque viajero (travelling block)

11.6. top drive

11.7. Torreo mastil (mast)

11.8. tubería de perforación (drill pipe)

11.9. casa del perro (dog house)

11.10. preventora anular (blow out preventer)

11.11. tanque del agua (wáter tank)

11.12. bandeja de cableado (electric cable tray)

11.13. generadores (engine generators sets)

11.14. tanques de combustible (fuel tanks)

11.15. electric house

65 8

11.16. bombas de lodo (mud pumps)

11.17. tanques de lodo (mud pits)

11.18. piscinas de reserva (reserve pit)

11.19. separador de gas (mud gas separador)

11.20. zaranda (shale shaker)

11.21. choke manifoul

11.22. rampa de tubería (pipe ramp)

11.23. acumulador (accumulator)

11.24. broca de perforación (drill bit)

11.25. malacate (drawworks)

11.26. collares de perforación (drill collars)

11.27.consola del perforador (drillers console)

11.28. mesa rotaria (rotary table)

11.29. kelly

11.30. cuñas (slips) 11.31.cuñas de poder (power slips)

68 68

12. PERFORACION DIRECCIONAL

12.1. arme del ensamblaje direccional

12.2. corridas de gyro.

12.3 consideraciones para perforación de hoyos direccionados.

12.4. corrida de tubería:

12.5. perforación en shoe tracks:

12.6.tecnicas en hoyos direccionados:

12.7. practicas operacionales:

12.8. evaluación de mechas

12.9. problemas dentro de la perforación

13. TIPOS DE PEGAS

14. TIPOS DE PESCADORES

14.1. operaciones comunes:

15. FORMULAS Y EJEMPLOS DE PERFORACION DIRECCIONAL

16. PERFORACIÓN HORIZONTAL

16.1. ejemplos de perforacion horizontal

16.2. ejercicios

16.3. formulas

17. PERFORACION BAJO BALANCE “pbb”

17.1. Técnicas de perforación bajo balance (pbb) y su selección.

17.2. Antecedentes pbb

17.3. diseño del pozo para pbb:

18. GENERALIDADES DE LA TUBERIA

102

18.1. conexión de drill pipe.

106

18.2 collares de perforación “drill collars” (dc).

112

18.3 crossovers “crossover substitutes

114

18.4. rimadores y estabilizadores “reamers and stabilizers

115

18.5 ensamblaje de fondo de pozo “bottom hole assembly” (bha).

117

18.6.. burros de tubería “pipe racks”.

118

19. OPERACIONES BASICAS DE FACTURAMIENTO

119

19.1. caracteristicas de los fluidos fracturantes

119

19.2.tipos de fluidos para fracturamiento

121

19.3. estimulaciones de pozo y acidificación

121

19.4. métodos de scidificacion

121

19.5tipos de acidos utilizados

123

19.6seleccion de tipos de tratamiento y acidificación

123

19.7. adictivos para acidos

124

19.8. objetivos de tratamiento aciodo

125

20. WELL CONTROL SCHOOL

126

20.1. pozo horizonte

126

21.MARCO CONCEPTUAL

135 10

22.MARCO LEGAL

136

23.MARCO HISTORICO

138

24.ASPECTOS METODOLOGICOS

145

25. METODO DE INVESTIGACION

146

26. CONCLUSIONES

148

27.INPACTO ESPERADO

149

28. ANEXOS

152

INTRODUCCIÓN

Este manual será

creado como método de consulta

para los cursos de

perforación que se guiara paso a paso en su proceso de formación.

Siendo los pioneros de la innovación que a diario se nos presenta en la perforación de pozos en la formación de las futuras generaciones en nuestra institución de Coinspetrol, incentivando el aprecio por las características que tiene nuestro departamento en lo relacionado con la temática.

Para ello el alcance es amplio y preciso para satisfacer dudas e incógnitas que se hayan encontrado. Cumpliendo una alta expectativa útil y aceptada para los temas de investigación. Como también se han utilizado estándares y/o terminológicos y universales que servirán como ayuda a los mismos y docentes.

Depende entonces de la forma como se estimule y fomente el desarrollo analítico y comprensivo que tenga de las dudas e interrogantes para que así puedan ser capaces de expresar con tranquilidad y seguridad sus conocimientos.

Nuestra meta es que el estudiante tenga una guía de apoyo con respuestas concisas y concretas.

1.1.

TEMA: MANUAL Y TÉCNICAS EN LA PERFORACIÓN DE POZOS.

DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA

El grupo investigador ha observado mediante la práctica que los estudiantes de Coinspetrol presentan falencias en el manejo de términos y técnicas para llevar a cabo la perforación de pozos, ocasionado una bajo rendimiento en los diferentes procesos de enseñanza.

Partiendo de un diagnostico fue necesario plantear una serie de actividades y estrategias para dar a conocer el manual, con el fin de solucionar este problema y contribuir en el mejoramiento de la calidad investigativa.

1.2.

FORMULACION DEL PROBLEMA

¿Como las actividades innovadoras y analíticas contribuyen al enriquecimiento de términos de los estudiantes para solución de incógnitas de los mismos?

OBJETIVOS

2.1. GENERAL: Diseñar e implementar un manual didáctico que contribuya al desempeño de la investigación. Para ampliar los conocimientos sobre cómo lograr el desarrollo paso a paso de la perforación de un pozo petrolero con esta estrategia se busca solucionar dudas encontradas acerca del tema en el trayecto de sus estudios. Que Sea un punto de recopilación de ideas para la interiorización de dicho labor.

2.2. ESPECÍFICOS:  Impulsar a los estudiantes por medio de actividades de la importancia que tiene este manual como soporte de investigación.  Establecer estrategias utilizadas por el manual en el proceso de enseñanza, consulta y aprendizaje sobre todo lo referente a la perforación.  Identificar y documentar las características y requerimientos que son utilizados en los procesos de estas áreas.  Definir la creatividad como fundamento de ayuda.  Generar formas de participación activa en ejercicios que permitan desarrollar la capacidad investigativa.

JUSTIFICACIÓN

En los desempeños del aprendizaje y manejo del manual se fundamenta a través del conocimiento propio de los alumnos mediante la interiorización en la áreas. Logrando una óptima relación entre el estudiante y profesores se mejoraran la estrategias de enseñanza y aprendizaje a la hora de establecer un contacto directo con la población de investigación se detecta la problemática la cual radica primordialmente el deseo de exaltar la importancia del manejo, comprensión y análisis. Del manual de los estudiantes del institutito Coinspetrol. Es necesario despertar el interés de los estudiantes por la compresión interpretación y construcción de conocimientos a partir de su propia cotidianidad teniendo en cuenta las demás áreas.

Por lo tanto es importante estimular y promover, el análisis que facilite la compresión de la terminología del manual en el momento de leerlo. Para ello es primordial la utilización de material y estrategias que eleven el gusto por parte de los estudiantes.

Para el grupo investigativo, es significativo dar solución a esta problemática puesto que los beneficiadores son la misma población, quienes reflejan sus resultados en las prácticas y áreas. En la solución de esta problemática se obtendrá estudiantes capaces de analizar, comprender y profundizar en cualquier enunciado que se les presente dando

respectivamente una definición. Que se encuentra dentro del

manual.

Para ello tendremos en cuenta actividades investigativas y Glosarías.

MARCO REFERENCIAL

Para fundamentar este proyecto de investigación inicialmente se tuvieron presente Las dudas e interrogantes de los estudiantes y necesidades que se observaron durante el trayecto de mis estudios; También el proyecto monográfico es visto desde la práctica realizadas” por los estudiantes del instituto de Coinspetrol, en especial por LUIS ALBERTO SANCHEZ Y JOHANN FERNEY ROMERO Así mismo se tuvieron en cuenta el marco referencial para este proyecto como el marco teórico, conceptual, legal e histórico-geográfico- Institucional.

5.1

MARCO TEORICO

LOS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN PERSONAL (EPP)

En diferentes labores que implican agentes de riesgo, existe la posibilidad de que algunas de nuestras partes del cuerpo o nuestras funciones vitales resulten lesionadas. Por tal razón es importante usar los epp adecuados y darles un correcto uso y mantenimiento ayuda a minimizar el riesgo.

5.1.1 Función básica de los EPP

Figura 1: Casco de protección (ANEXOS, página:152)

Figura 2: Protección de vías respiratorias (ANEXOS, página:152 )

Figura 3: protección visual (ANEXOS, página: 152)

Figura 4.proteccion auditiva (ANEXOS, pรกgina: 152 )

Figura 5: Proteccion para los pies (ANEXOS, pรกgina: 152)

“establecer una barrera entre el usuario y el producto agresivo”

5.1.2 Cascos de seguridad Se usa cuando existan riesgos de golpes, caídas o proyección violenta de objetos o partículas, choques eléctricos limitados y quemaduras.

Figura 6: casco (ANEXOS, página: 152 )

5.1.3. Protección visual y facial

Se usa cuando existan riesgos de proyecciones sólidas, líquidas y gaseosas y de radiaciones nocivas los lentes polarizados u opacados se usan en ambientes de reflejo de sol o con mucha luz.

Figura 7: mascara de protección visual (ANEXOS, página: 152 )

Figura 8: gafas de seguridad (ANEXOS, página: 152 )

5.1.4. Protección auditiva

Se usa en donde los niveles de ruido superan los 90 decibeles y pueden ocasionar la pérdida parcial o total de la audición.

Uso externo uso interno

Figura 9: tapa oídos de copa y de inserción (ANEXOS, página: 152 )

5.1.5. Protección para las manos

Es la herramienta más usada, por eso están expuestas a muchos peligros, tales como químicos, físicos, mecánicos, de temperatura, etc.

Figura 10: guantes (ANEXOS, página: 152 )

5.1.6. Protección de los pies

Se usa cuando en el área de trabajo existen riesgo de caídas de elementos pesados y punzantes, productos químicos y/o líquidos corrosivos.

Figura 11: Botas punta de acero (ANEXOS, página: 152 )

5.1.7. Protección contra caídas

Se usa en todo trabajo en alturas superior a 1.5 mts, ya sea un arnés, o cinturón de seguridad; se verifica cuidadosamente el sistema de anclaje, resistencia y la longitud de las cuerdas salvavidas.

Figura 12: Arnes de seguridad (ANEXOS, página: 152 )

5.1.8. Protección de las vías respiratorias

Se utiliza cuando la concentración de polvo, de gases y/o vapores presentes en el aire supere los valores permisibles e impliquen un riesgo en la salud

Figura 13:Mascarrillas de Oxigeno (ANEXOS, página: 152 )

6. IMPACTO AMBIENTAL DE LA INDUSTRIA

La actividad petrolera es una de las industrias que más impactos ambientales genera a nivel local y global. Las distintas fases de la explotación petrolera generan destrucción de la biodiversidad y del ambiente en general. Por otro lado, la quema de combustibles fósiles constituye la principal causante del calentamiento global.

Toda actividad de deforestación entraña la pérdida de biodiversidad. Además de los espacios estrictamente deforestados, hay un efecto de borde que hace que la extensión alterada sea mucho mayor. Esto provoca serios impactos en los animales de la selva, sobre todo animales mayores y aves que huyen del lugar, afectando la alimentación y la salud de los indígenas que viven de la caza.

Todas las otras fases de las operaciones petroleras requieren la construcción de infraestructura como plataformas de perforación, campamentos, pozos, así como la apertura de carreteras de acceso, helipuertos, oleoducto y líneas secundarias, lo que genera deforestación por dos causas: primero porque se clarea el bosque para instalarlas, y segundo para su empalizadas con miles de tablones, extraídos de los bosques aledaños.

6.1. CONTAMINACION POR ACTIVIDADES PETROLERAS

La actividad petrolera genera como productos de desecho, miles de barriles de agua salobre al día. Estas aguas con grandes concentraciones salinas están afectando a la calidad del agua, a la flora y fauna acuáticas y a la flora y fauna terrestre.

Las actividades de prospección y explotación petrolera han sido cuestionadas en los últimos años, ya que producen graves impactos sobre los cursos de agua, los recursos naturales y las poblaciones indígenas. La contaminación se produce, principalmente, durante la perforación de los pozos y en la fase de producción del petróleo. Los desechos que se generan contaminan el suelo, el agua y el aire, ya que la mayoría de las veces se vierten sin tratamiento previo.

6.2 IMPACTOS EN LAS FASES DE PROSPECCION Y PERFORACION

La apertura y trazado de trochas y carreteras, la utilización de explosivos, la apertura de helipuertos y campamentos, la tala de vegetación, la caza y pesca indiscriminada por parte de los trabajadores y el uso de exfoliantes y herbicidas.

Para la construcción de carreteras y trochas y, para la apertura de helipuertos y campamentos, se produce en la primera etapa, la tala de vegetación y, por tanto, el derrumbe y abandono de árboles valiosos desde el punto de vista maderero, con la consiguiente desaparición de la fauna.

La apertura de nuevas vías permite a cientos de colonos establecerse, estas ocupaciones, a veces en forma de invasiones, depredan los recursos del bosque y, muchas veces dejan sin alimentación a los grupos indígenas que habitan estos lugares. También influyen sobre las costumbres y modos de vida de estos grupos.

En la fase de perforación la contaminación puede ser producida por los lodos de perforación, si no son bien tratados en el sumidero de lodos. Estos lodos contienen cloruros, sulfatos y metales pesados tales como bario, cadmio, cobre, mercurio, zinc y plomo y otros productos tóxicos. Estos productos pueden contaminar el suelo y el agua por lixiviación.

7. GÉNESIS DEL PETROLEO

El petróleo es un mineral combustible líquido y que se encuentra en la envoltura sedimentaria de la tierra. La palabra proviene del latín petra (piedra) y olem (aceite). Presenta un calor de combustión superior al de los minerales sólidos (carbón), y es de 42 J/g.

El petróleo es una mezcla compleja en el que coexisten fases sólidas, líquidas y gaseosas. Se presenta en la naturaleza en depósitos de rocas sedimentarias y en lugares donde alguna vez estuvo el mar.

7.1 ORIGEN DEL PETRÓLEO

El origen del petróleo ha sido un tópico de interés para muchos investigadores. Saber su origen es muy complicado. Una gran mayoría de químicos y geólogos dicen que tiene un origen orgánico, mientras que otros científicos piensan que se forman en la Naturaleza por un método abiógeno. De este modo tenemos dos teorías:

7.1.1. TEORÍA ORGÁNICA

Teoría de Engler

Uno de los supuestos más aceptados acerca del origen del Petróleo lo constituye la Teoría de Engler (1911). Se explica por las siguientes etapas:

Primera etapa

Dep贸sitos de organismos de origen vegetal y animal se acumulan en el fondo de mares internos (lagunas marinas).

Las bacterias act煤an, descomponiendo los constituyentes carbohidratos en gases y materias solubles en agua, y de esta manera son desalojados del dep贸sito.

Permanecen los constituyentes de tipo ceras, grasas y otras materias estables, solubles en aceite.

Figura 14: Restos de animales y sustancias vegetales que se fueron acumulando en el fondo lacustre y marino.(ANEXOS, p谩gina: 152 )

Figura 14:Ante el paso del tiempo la materia orgánica se descompone y va quedando en profundidad por los sedimentos que la van cubriendo.(ANEXOS, página: 152 )

Segunda etapa

A condiciones de alta presión y temperatura, se desprende CO 2 de los compuestos con grupos carboxílicos, y H2O de los ácidos hidroxílicos y de los alcoholes, dejando un residuo bituminoso.

La continuación de exposiciones a calor y presión provoca un craqueo ligero con formación de olefinas (protopetróleo).

Figura 15: Soterramiento y generación del protopetroleo (ANEXOS, página:152 )

Los factores de presión, temperatura y procesos químicos y físicos, ayudados por la carencia de oxígeno, posibilitaron la formación de petróleo líquido y del gas. Tercera etapa

Los compuestos no saturados, en presencia de catalizadores naturales, se polimerizan y ciclizan para dar origen a hidrocarburos de tipo nafténico y paranínfico. Los aromáticos se forman, presumiblemente, por reacciones de condensación acompañando al craqueo y ciclización, o durante la descomposición de las proteínas.

7.1.2. TEORÍA INORGÁNICA (ABIÓGENA)

Hipótesis inorgánica de Mendelevio y Berthelot (1877)

Sostiene que los carburos metálicos que se encontraban en el subsuelo reaccionan con el agua dando lugar a la formación de hidrocarburos. Mediante experimentos se puede comprobar que los carburos metálicos al reaccionar con el agua forman hidrocarburos gaseoso y líquidos cuyo parecido con el petróleo se establecía por su aspecto exterior y por el olor.

La hipótesis de Mendeleiev - Berthelot tiene la siguiente objeción: en la actualidad se sabe que el petróleo es una mezcla compleja de hidrocarburos los cuales no se pueden obtener en las reacciones de carburos con el agua. No obstante, ésta hipótesis en su época resultó ser útil, ya que por primera vez colocaba sobre un fundamento científico el problema del origen del petróleo. En la actualidad esta hipótesis ha quedado descartada. 29

Hipótesis de Thomas Gold

Una versión interesante del origen del petróleo es la que publicó Thomas Gold en 1986. Este científico europeo dice que el gas natural (el metano) que suele encontrarse en grandes cantidades en los yacimientos petroleros, se pudo haber generado a partir de los meteoritos que cayeron durante la formación de la Tierra hace millones de años.

Los argumentos que presenta están basados en el hecho de que se han encontrado en varios meteoritos más de 40 productos químicos semejantes al erógeno, que se supone es el precursor del petróleo.

Thomas Gold sostiene en The deep hot biosphere (1992) que el petróleo tiene un origen inorgánico, que el resto de la formación del sistema solar que quedó atrapado en las profundidades de la Tierra como metano y que parte de este metano escapa hasta donde lo encontramos en los yacimientos actuales, de ser así, todo el petróleo actual seria solo "los escapes" de grandes depósitos metano en la profundidad.

Figura16: Yacimiento de petr贸leo y su explotaci贸n. (Anexo pagina: 152)

EXPLORACIÓN DEL PETRÓLEO

No existe un método científico exacto para descubrir o localizar yacimientos de petróleo. Es preciso realizar previamente diversas tareas para el estudio del terreno. Los métodos empleados dependen del tipo de terreno a explorar. Los métodos se citan a continuación:

8.1.MÉTODOS GEOLÓGICOS

El primer objetivo es encontrar una roca que se haya formado en un medio propicio para la existencia del petróleo, es decir, suficientemente porosa y con la estructura geológica de estratos adecuada para que puedan existir bolsas de petróleo.

Hay que buscar, luego, una cuenca sedimentaria que pueda poseer materia orgánica enterrada hace más de diez millones de años.

Para cumplir dichos objetivos, se realizan estudios geológicos de la superficie, se recogen muestras de terreno, se inspecciona con Rayos X, se perfora para estudiar los estratos y, finalmente, con todos esos datos se realiza la carta geológica de la región que se estudia. Tras nuevos estudios “sobre el terreno” que determinan si hay rocas petrolíferas alcanzables mediante prospección, la profundidad a la que habría que perforar, etc., se puede llegar ya a la conclusión de si merece la pena o no realizar un pozotestigo o pozo de exploración. De hecho, únicamente en uno de cada diez pozos exploratorios se llega a descubrir petróleo y sólo dos de cada cien dan resultados que permiten su explotación de forma rentable.

8.2. MÉTODOS GEOFÍSICOS

Los métodos geológicos de estudio de la superficie no resultan útiles, si el terreno a explorar presenta una superficie de estructura distinta al subsuelo (por ejemplo, en desiertos, en selvas o en zonas pantanosas).

Por lo tanto se emplea la Geofísica, ciencia que estudia las características del subsuelo sin tener en cuenta las de la superficie.

Aparatos como el gravímetro permiten estudiar las rocas que hay en el subsuelo. Este aparato mide las diferencias de la fuerza de la gravedad en las diferentes zonas de suelo, lo que permite determinar qué tipo de roca existe en el subsuelo. Con los datos obtenidos se elabora un “mapa” del subsuelo que permitirá determinar en qué zonas es más probable que pueda existir petróleo.

También se emplea el magnetómetro, aparato que detecta la disposición interna de los estratos y de los tipos de roca gracias al estudio de los campos magnéticos que se crean.

Igualmente se utilizan técnicas de prospección sísmica, que estudian las ondas de sonido, su reflexión y su refracción, datos éstos que permiten determinar la composición de las rocas del subsuelo. Así, mediante una explosión, se crea artificialmente una onda sísmica que atraviesa diversos terrenos, que es refractada (desviada) por algunos tipos de roca y que es reflejada (devuelta) por otros y todo ello a diversas velocidades. Estas ondas son medidas en la superficie por sismógrafos.

Más recientemente, las técnicas sísmicas tridimensionales de alta resolución permiten obtener imágenes del subsuelo en su posición real, incluso en situaciones estructurales complejas. No obstante, y con toda esta tecnología, la 33

presencia de petróleo no está demostrada hasta que no se procede a la perforación de un pozo.

Figura 17: Esquema de un pozo de petróleo. (Anexos pagina: 152 )

Figura 18: Perforación de pozo petrolíferos. (Anexos pagina: 152 )

PERFORACIÓN DE LOS POZOS

La única manera de saber realmente si hay petróleo en el lugar donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos,

mediante

perforación

hueco

pozo.

El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3". De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado.

9.1. EQUIPO DE PERFORACIÓN

Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones, son los siguientes:

Torre de Perforación o Taladro:

Es una estructura metálica en la que se

concentra prácticamente todo el trabajo de perforación.

Tubería o "Sarta" de Perforación: Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación.

Brocas: Son las que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo.

Malacate: Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" de perforación y soporta el peso de la misma.

Sistema de Lodos: Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de perforación que cumple varios objetivos: lubrica la 35

broca, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando.

Sistema de Cementación: Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del pozo tubos de acero que componen el revestimiento del mismo.

Motores: Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere todo el proceso de perforaciones tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio se estima entre dos a seis meses. La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y en las partes inferiores cada vez más angosto. Esto le da consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van utilizando brocas y tubería de menor tamaño en cada sección. Así, por ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 66 centímetros, en el fondo puede tener apenas 21,59 centímetros.

La perforación debe llegar y atravesar las formaciones donde se supone se encuentra el petróleo. El último tramo de la tubería de revestimiento se llama "línea de producción" y se fija con cemento al fondo del pozo.

Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.

El común de la gente tiene la idea de que el petróleo brota a chorros cuando se descubre, como ocurría en los inicios de la industria petrolera. Hoy no es así. Para evitarlo, desde que comienza la perforación se instala en la boca del pozo un conjunto de pesados equipos con diversas válvulas que se denominan "preventoras".

Desde el momento en que se inicia la investigación geológica hasta la conclusión del pozo exploratorio, pueden transcurrir de uno a cinco años. 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. Cuando se descubre el petróleo, alrededor del pozo exploratorio se perforan otros pozos, llamados de "avanzada", con el fin de delimitar la extensión del yacimiento y calcular el volumen de hidrocarburo que pueda contener, así como la calidad del mismo.

La perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos parámetros, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas 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, puesto que la mayoría de las veces los pozos resultan estar secos o ser productores de agua. En cambio, los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo

9.2. EXTRACCIÓN DEL PETROLEO

La extracción del petróleo se hace de acuerdo con las características propias de cada yacimiento.

Ubicado un yacimiento se realizan las perforaciones en las áreas con mayores probabilidades que a veces llegan a considerables profundidades, por ejemplo más de 6000 m.

Primero se empieza a construir altas torres metálicas de sección cuadrada, con refuerzos transversales, de 40 – 50 m de altura que sostendrán los equipos pesados de perforación. 37

Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), éste saldrá por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo. Si no existe esa presión, se emplean otros métodos de extracción, entre los más comunes tenemos: 

Método de percusión: Que es el más antiguo.



Método de rotación: Que se utiliza en la mayoría de los casos.

9.2.1MÉTODO A PERCUSIÓN Se utiliza un trépano pesado, unido a una barra maestra que aumenta su peso, que se sostiene con un cable de acero conectado a un balancín, el cual le imprime un movimiento alternativo de ascenso y descenso, al ser accionado por un motor.

Periódicamente se retira el trépano para extraer los materiales o detritos, con una herramienta llamada cuchara.

Por su lentitud, actualmente ha caído en desuso, empleándose únicamente para pozos poco profundos.

9.2.2. MÉTODO A ROTACIÓN

El trépano, que es hueco, se atornilla a una serie de caños de acero que forman las barras de sondeo, que giran impulsadas por la mesa rotativa, ubicada en la base de la torre, y unida por una transmisión a cadena con los motores del cuadro de maniobras. La mesa rotativa tiene en su centro un agujero cuadrado, por la cual se desliza una columna de perforación de la misma sección, que desciende conforme avanza el trépano. 38

De la parte superior de la torre se suspenden aparejos, que permiten levantar y bajar los pesados equipos.

Se inicia la perforación con el movimiento de la mesa rotativa, hasta que resulte necesario el agregado de nuevas barras de sondeo, que se enroscan miden aproximadamente 9 m.

La operación se repite todas las veces necesarias.

Los detritos son arrastrados hasta la superficie mediante el bombeo de una suspensión densa, la inyección formada por una suspensión acuosa de una arcilla especial, llamada bentonita que los técnicos analizan constantemente. Además este lodo cumple otras 2 funciones importantes: Revoca las paredes de la perforación, evitando o previniendo derrumbes; y refrigera al trépano, que se calienta en su trabajo de intenso desgaste.

Cuando se ha perforado 100 a 150 m, se entuba el pozo con una cañería metálica y cemento de fraguado rápido (cementación), para evitar posibles derrumbes ocasionados por las filtraciones de las napas de agua que se atraviesan.

Por dentro de la cañería conductora se prosigue la perforación con un trépano de menor diámetro. En los pozos muy profundos, estas disminuciones obligan a comenzar con diámetros de hasta 550 mm.

El análisis de la inyección permite saber cuándo se está cerca del yacimiento, por la presencia de gases desprendidos del mismo por pequeñas grietas. Se acostumbra perforar también la capa productora, que luego se entuba con un caño perforado, para conocer su espesor y facilitar la surgencia del petróleo.

Lo más frecuente es que se perfore verticalmente. Esto se logra controlando el peso aplicado al trépano y su velocidad de rotación. Pero también puede perforarse oblicuamente, en la llamada perforación dirigida, desviando el trépano con cuñas cóncavas de acero y barras de sondeo articuladas, para alcanzar yacimientos apartados de la vertical (debajo de zonas pobladas, de mares; o para controlar pozos en erupción, mediante inyección lateral de barro o cemento). Actualmente, es frecuente terminar un pozo con un cementado, que luego se perfora con un perforador.

10.

DISEÑO DE UN POZO

10.1. TERMINOS GENERALES

El proceso de Construcción de Pozo puede ser dividido en 5 fases secuénciales de trabajo, como sigue: 1. Diseño Preliminar de Pozo 2. Diseño Detallado de Pozo 3. Preparar Programa de Perforación 4. Ejecutar el Programa de Perforación 5. Analizar y Mejorar el Desempeño

Diseño de Pozo se enfoca primordialmente en el diseño preliminar y detallado del pozo y en la Preparación del programa de perforación

10.2. DISEÑO PRELIMINAR DE POZO

El diseño preliminar de pozo es esencialmente una etapa de estudio del proceso de diseño de pozo. Los pasos más importantes se muestran a continuación.

Emitir base preliminar del diseño 

Base del Diseño Revisado, Desafiado, Modificado, Acordado



Opciones de Diseño Generadas y Costeados



Diseño de Pozo Revisado, Opción Preferible Identificada



Decisión para Proceder



Obtención Iniciada



Pozo colocado en lista de espera para equipo de perforación



Proceder al diseño detallado de pozo.

10.3.

EMITIR LA BASE PRELIMINAR DEL DISEÑO

Una vez que los estudios geológicos y geofísicos han identificado una ocasión potencial para un Pozo, el grupo de subsuelo creara una base de diseño. Esta es la información que será entregada al grupo de Construcción de Pozos, generando las bases del diseño de pozo. La Base del Diseño provee, generalmente, información sobre lo siguiente:  Nombre y Número de Pozo  Objetivos del Pozo  Profundidad Total  Localización en Superficie  Profundidad del Agua  Localización del Objetivo  Tolerancia y Tamaño del Objetivo  Coacciones del Objetivo  Prognosis Geológica  Sección Sísmica  Hidrocarburos Esperados  Presiones de Poros Anticipada  Perfil de La Temperatura Anticipada  Pozos Desalineados  Riesgos Geológicos (gas poco profundo, imperfecciones, H2S, CO2, restricciones de líneas paso, líneas de flujo, etc.)  Coacciones Adicionales (perforación realizada antes de cierta fecha, etc.).  Programa de Evaluación (detalles y justificación de registros eléctricos, toma de núcleo y muestreo.

Base del Diseño Revisado, Desafiado, Modificado, Acordado

La Base del Diseño será revisada en una reunión a ser llevada realizada entre Construcción de Pozos y los grupos de subsuelo relevantes. La finalidad de esta reunión es la de asegurar un entendimiento común de las metas y objetivos del pozo y como serán alcanzados.

En caso de ser necesario, ciertos aspectos de la Base de Diseño serán desafiados y serán modificados según sea necesario. Esto normalmente se relaciona con el programa de evaluación y el criterio relativo al tamaño y tolerancia del objetivo.

Una vez que alguna modificación es realizada, representantes del grupo de subsuelo y de construcción de pozo firman la Base del Diseño.

Opciones de Diseño Generados y Costeados

El Ingeniero de Perforación tomara la Base de Diseño firmada y generara un número de opciones de diseño.

Como un primer paso el Ingeniero de Perforación revisará toda la data de correlación y regional disponible.

La data de correlación revisada normalmente incluye:  Planos de Presión de Poros y Fracturas  Curvas de Tiempo de Profundidad  Reportes Diarios de Perforación  Reportes Diarios de Lodo  Reportes Finales de Pozo  Registros de Lodo  Registros de Barrena 43

 Reportes de Tubería de Revestimiento y Cementación  Registros de Evaluaciones

Esto le dará al Ingeniero de Perforación una idea de cómo fueron perforados pozos anteriores, cuales problemas fueron experimentados, cual programa de tubería de revestimiento fue utilizado, que tipo de lodo y pesos fueron utilizados, cualquier problema direccional experimentado, cuanto tomo el pozo en ser perforado, etc.

Toda la data de correlación es normalmente compilada en un Paquete de Data de Correlación para futuras referencias.

El Ingeniero de Perforación tomara la data de correlación y la Base del Diseño y creara una seria de diferentes opciones de diseño. Esto normalmente envuelve una cantidad de diferentes esquemas de tubería de revestimiento o variaciones en la trayectoria de pozo.

La selección de profundidades de asentamiento de la tubería de revestimiento, será discutida con mayor detalle en la sección de Diseño de Tubería de Revestimiento.

Para cada opción, el Ingeniero de Perforación generara la siguiente información:  Trayectoria Provisional  Esquema de Tubería de Revestimiento  Programa Provisional de Lodos, incluyendo tipos de lodo y pesos  Programa Provisional de Cemento, incluyendo topes de cemento y tipos de lechada de cementación  Establecimiento de Torque y Arrastre  Presupuesto de Tiempo Estimado  Presupuesto de Costo Estimado 44

 Establecimiento de Riesgos

Diseño de Pozo Revisado, Opción Preferible Identificada

El Ingeniero de Perforación presentara las diferentes opciones de diseños de pozo en la reunión de grupo. Presentes en esta reunión, estará el grupo de subsuelo y varios miembros del grupo de Construcción de Pozo.

La finalidad de esta reunión es la de asegurar que todos los requisitos de la base de diseño han sido cumplidos por las diferentes opciones de diseño, que han sido identificados todos los riesgos y para acordar una opción preferible para así proseguir al diseño detallado.

En caso de que sea presentado un diseño radicalmente nuevo, entonces se podría requerir de trabajo adicional de estudio para comprobar un aspecto particular del diseño o para eliminar o reducir un riesgo en particular, es decir, eliminación de una sarta de tubería de revestimiento, utilizando un arreglo de superficie desde una semi-sumergible, utilizando tamaños de agujeros “inusuales”, nuevos sistemas de lodos, etc.

Decisión para Proceder

Una vez que la opción preferible has sido identificada, el grupo de subsuelo introduce el presupuesto de costo estimado en un modelo económico para determinar si el pozo cumple el criterio económico presentado por la compañía operativa.

También es muy probable que y en este punto, se sostengan una serie de discusiones con los otros socios del pozo para confirmar su aceptación del diseño de pozo y de la actividad económica propuesta.

Obtención Iniciada

Una vez que la decisión para proceder has sido recibida. El departamento de Construcción de Pozo inicia el proceso de obtención.

La obtención puede ser dividida en dos áreas principales  Contratos  Materiales

10.4.

CONTRATOS

Los contratos son requeridos para cubrir todos los servicios necesarios para perforar un pozo.  Los contratos típicos requieren cubrir lo siguiente:  Evaluación de Locación  Equipo de Perforación  Movimiento del Equipo de Perforación  Registros de Lodo  Registros eléctricos  Perforación Direccional y Evaluación  ROV  Helicópteros  Botes de Abastecimiento  Instalaciones para la Base de Abastecimiento  Herramientas de Perforación (Martillos, Aceleradores, etc.)  Herramientas de Pesca  Cementación  Fluidos de Perforación 46

El cómo los contratos son repartidos y otorgados depende de las practicas particulares de la Compañía operadora en particular y de cualquier legislación aplicable. Por ejemplo en la Unión Europea (UE), todos los contratos deben ser precalificados en concordancia a un grupo Específico de reglas.

Estrategias de Contratos

Los contratos típicos que son utilizados para equipos de perforación, incluyen lo siguiente:  Día-Trabajo Perforado  Incentivo basado en día-trabajo perforado  Monto Global  Longitud en pies  Perforación limitada “Llave en Mano” (Turnkey)  Gerenciamiento de Proyectos Integrados

Cada uno de los anteriores tiene varios meritos, como se muestra a continuación. El tipo de contrato que sea otorgado depende de la preferencia y capacidad de cada operador.

Día-Trabajo Perforado  Arreglo convencional operativo  La operadora asume TODO el riesgo de perforación del pozo  El Contratista de Perforación y otros Subcontratistas proveedores de servicio, serán  Compensados por el trabajo realizado día a día.  Todos los consumibles cargados a la cuenta del operador  Debe quedar bien definido 47

 Incentivo Basado en DIA-Trabajo Perforado  Riesgo compartido por la Operadora y los Contratistas  Se establecen las medidas métricas básicas  Desempeño medido contra la curva de perforación pronosticada  En caso de que el pozo sea perforado antes del tiempo establecido, un bono “proporcional” es adjudicado.  En caso de que el pozo tarde más de lo pronosticado, una penalidad es aplicada a las compensaciones del contratista.  Los bonos y penalizaciones usualmente tienen un tope.

Precio de Monto Global Día-Trabajo de Perforación.  Una operadora con recursos limitados depende de otra operadora o contratista para abastecer la mayoría de los servicios y materiales requeridos.  La compañía de servicios es compensada en base a un monto global diario y será reembolsada por los consumibles  Realizable para operadoras pequeñas-presupuesto limitado.  Generalmente, la estrategia de contratos menos común.  Perforación de longitud en pies  Tiende a aplicar sobre ciertas secciones del pozo.  Si es correctamente aplicado será una situación de ganancia para ambos, la operadora y el contratista de perforación.  Necesita ser evaluado completamente  La operadora pierde cierto control – necesita ser evaluado.  Mayormente aplicable en pozos largos con secciones de huecos largos. Perforación Limitada “Llave en Mano” (Turnkey)  Acuerdo de riesgo compartido entre el operador y el contratista de “llave en mano”  La Operadora provee algunos servicios de terceras partes. 48

 La Operadora provee las tuberías requeridas y otros objetos tangibles  El contratista de “llave en mano” provee el equipo de perforación y realiza las labores acordadas basadas en un monto global.  Puede ser bueno en donde se planifican pozos esporádicos-la operadora no necesita contratar más gente de la necesaria.  Buenos para locaciones remotas o locaciones lejanas (contratista de “llave en mano” = tiene más conocimiento a nivel local).

Gerenciamiento de Proyectos Integrados  Usualmente incluye una gran compañía de servicios integrados.  La compañía de servicios es un participante primordial en la planificación e ingeniería del pozo.  La operadora confía en el contratista de servicios para determinar los requisitos de material y los requisitos de servicio y provee los mismos.  La compañía de servicios integrados es usualmente compensada con un monto global diario más cargos operacionales.  Esta estrategia permite a la operadora el delegar al contratista de servicios las responsabilidades del día a día de las operaciones de pozo y la planificación de logística.  El proveedor de servicios integrados puede contratar servicios de terceros.

10.5.

Materiales

Materiales normalmente cubre los siguientes tipos de equipo.  Tubería de Revestimiento  Tubería  Cabezal de Pozo  Arbolito 49

 Lodo de Perforación  Cemento y Aditivos  Accesorios de la Tubería de Revestimiento  Barrenas de Perforación.

Pozo colocado en lista para Equipo de Perforación

Una vez que la decisión para proceder ha sido recibida, un día preferencial de inicio es determinado en base al tiempo necesario para completar el diseño detallado de pozo, el tiempo de ventaja necesario para la obtención de materiales, coacciones identificadas en la base del diseño o cualquier coacción que pueda existir, es decir, temporada de monzones, espera por razones de climáticas, etc., y el pozo es colocado en la lista para equipos de perforación.

10.6. DISEÑO DETALLADO DE POZO

Los pasos más importantes envueltos en el diseño detallado de pozo, se muestran a continuación  Iniciar Evaluación de Locación  Preparar el Diseño Detallado de Pozo  Preparar y Emitir AFE para aprobación  Realizar el Análisis de Riesgo/Identificación de riesgo  Revisión de Diseño  Aprobación de Diseño  Preparar Plan de Contingencia  Confirmar Contratos y Materiales.

Iniciar Evaluación de la Locación

En caso de que una evaluación de locación no haya sido realizada, entonces esta será iniciada.

Para locaciones costa afuera la evaluación de locación es utilizada para determinar la siguiente información:  Profundidad del agua  Condiciones del Fondo del Mar (localización de escombros, evaluar el agarre del ancla, etc.) Iniciar evaluación de locación – Preparar detallado  Geología poco profunda  Presencia de gas poco profundo  Fuerza de la tierra (penetración de las patas de la plataforma auto-elevable y capacidad del conductor de carga).

Adicionalmente y en caso de ser necesario, también se cotejara información ambiental sobre el viento, oleaje y corriente y será establecido su impacto en el diseño de pozo.

Para locaciones en tierra firme la evaluación de locación es utilizada para determinar la siguiente información:  Localización de la locación  Vías de acceso terrestre  Preparación de la locación  Geología poco profunda  Presencia de gas poco profundo  Riesgos locales (inundaciones, deslizamientos de lodo, etc.).  Impactos ambientales

En este punto y para todas las locaciones los requisitos de soporte son evaluados y se establecerá cualquier impacto en el diseño de pozo. Las áreas típicamente evaluadas son las siguientes.

 Transportación del personal y suministros a la locación.  Respuesta de emergencia  Instalaciones medicas  Infraestructura local

Preparar Diseño Detallado de Pozo

El diseño detallado de pozo envuelve el tomar el diseño preliminar de pozo y desarrollarlo mas allá, hasta el punto en el cual el programa de perforación pueda ser preparado.

El diseño detallado de pozo incluye, pero no esta limitado a, un estudio detallado de ingeniería y diseño de las siguientes áreas del pozo:  Perfiles de presión de poros y fracturas  Perfiles de temperatura (pozos HPHT)  Diseño de la tubería de revestimiento  Corrida de Tubería de Revestimiento y Accesorios  Fluidos de perforación  Hidráulica y Limpieza de Pozo  Diseño de cementación  Trayectoria y evaluación  Torque y arrastre  Diseño de tubería de perforación  Abandono del Pozo 52

 Diseño de Completamiento  Costo y Duración del Pozo  Planificación de Contingencia

Obviamente el tiempo utilizado en cada área va en función de la complejidad del pozo que se está planificando. Debido a que cierta cantidad de estos puntos están interrelacionados, es esencial que sea utilizado un sistema de control de cambio, para así asegurar que el efecto de cambiar los parámetros es llevado a través de todo el diseño.

Preparar y Emitir AFE

Una Autorización de Gastos (AFE) es requerida para cualquier operación de construcción de pozo. El AFE requiere ser firmado por todas los asociados del pozo (y en algunos países requiere ser aprobado por el gobierno, antes de que el pozo sea iniciado (sputted).

El AFE provee un estimado de la duración y costo del pozo, junto con un corte detallado de los componentes que dan como resultado el costo total.

La duración del pozo es un estimado de cuanto tiempo se tomara en perforar y completar el pozo. Los tiempos son normalmente basados en tiempos de pozo históricos y muchas veces con tiempo de contingencia adicional para el clima.

El costo es una combinación de los siguientes tipos de costo: 

Servicios



Equipo de Perforación



Ingeniería de Lodos



Cementación



Perforación Direccional 53



Pesca



Registros Eléctricos



Herramientas rentadas



Consumibles



Lodo



Cemento y Aditivos



Tubería de revestimiento y tubería de producción



Cabezal de pozo y arbolito



Barrenas y optimiza dotes hidráulicos



Combustible



Logística



Helicópteros



Barcos de abastecimiento



Transporte



Base de abastecimiento



Telecomunicaciones y tecnología de informática



Soporte



Supervisión



Planificación de pozo



Gerencia de la Operadora.

Realizar el Análisis de Riesgo

El establecimiento de riesgo realizado como parte del diseño preliminar de pozo es revisado y actualizado, según se requiera, basado en el diseño detallado. Cualquier riesgo adicional identificado es registrado y resguardos apropiados son desarrollados.

Se realizara un avaluó de riesgo y se documentara cualquier alto riesgo o actividades de altas consecuencias. Técnicas cuantitativas podrán ser aplicadas según sea apropiado.

El avalúo final de riesgo y cualquier análisis de contingencias es normalmente revisado y aprobado por la alta gerencia de construcción de pozo.

El propósito de realizar un avalúo de riesgo y un análisis de contingencias, es como sigue:  Para asegurar que todos los peligros de construcción de pozos y sus efectos en el personal, el medio ambiente y la propiedad han sido identificados y evaluados.  Para asegurar que hay resguardos apropiados en acción para reducir riesgos, hasta los más bajos, así como razonablemente prácticos (ALARP)

Revisión de Diseño en Grupo

El diseño detallado es normalmente objeto de una serie de revisiones de grupo a varios niveles, dependiendo de la complejidad del pozo y tendrá que ser, invariablemente, firmado a nivel de la alta gerencia. Hoy en día se ha vuelto bastante común que el personal del equipo de perforación se encuentre envuelto en algunas de estas revisiones de grupo. (Ver mas adelante, sección “Limite Técnico”)

Aprobación de Diseño

Una vez que cualquier acción evolucionada por las revisiones de grupo ha sido cerrada, el diseño final de pozo será aprobado y firmado.

Preparar Planes de Contingencia

La planificación de contingencia, basadas en escenarios de “que pasaría si…” es realizada para asegurar que: 

Exista suficiente material y equipo disponible



Los procedimientos son desarrollados para mitigar la posibilidad de que ocurra una contingencia (un alto número de opciones de contingencia son desarrollados a partir del avalúo de riesgo).



Los procedimientos son desarrollados de forma que el personal sepa que hacer en caso de una emergencia.



El diseño de pozo es suficientemente robusto para enfrentar repentinos cambios de planes.

Escenarios típicos revisados de “qué pasaría si…”, son como sigue:  Evento de Control de Pozos  Se atasca la tubería  La tubería de revestimiento no corre hasta el fondo  El ángulo es excesivo  El objetivo será fallado  La presión de poros es más alta que la predicha  Ocurren pérdidas  Ocurre inestabilidad del hueco  La geología no viene como fue pronosticada

El propósito de la planificación de contingencia es la de asegurar que eventos impredecibles no resulten en una respuesta pobremente planificada, que resulte en lesiones al personal o daños ambientales o al equipo.

Confirmar Contratos y Materiales

El ingeniero de perforación asegura que todos los contratos estén en su lugar para todos los servicios requeridos y que la obtención de materiales este siendo realizada en concordancia a las especificaciones finales del diseño.

Preparar Programa de Pozo

Los pasos más importantes envueltos en la preparación del programa de pozo, son los siguientes:

 Preparar Avalúo de Impacto Ambiental  Preparar Plan de Respuesta a Emergencia  Preparar Documentos de Inicio/Revisión de Paquete de Seguridad  Preparar Plan de HS&E  Preparar Plan de Perforación  Preparar Documentación de Consentimiento  Perforar el Pozo en Papel

Preparar Avalúo de Impacto Ambiental

Los avalúos de impacto ambiental son, hoy en día, requeridos para la mayoría de las operaciones a nivel mundial. Una vez finalizados, los avalúos son sometidos a la aprobación de cuerpos gubernamentales, lo cual en algunos casos podría tomar meses, especialmente si el pozo será perforado en un área ambientalmente sensitiva. Esta actividad es muchas veces realizada en paralelo a la fase de diseño detallado de pozo.

Preparar Plan de Respuesta a Emergencia

Un plan de respuesta a emergencia es requerido para crear una relación entre la respuesta a emergencia y el plan de contingencia de derrame de petróleo de los contratistas de perforación y las operadoras.

Preparar Documentos de Inicio

Un documento de inicio o revisión de paquete de seguridad es requerido para crear una relación entre el paquete de seguridad del equipo de perforación y el sistema gerencial de las operadoras.

Preparar Plan de HS&E

Cierta cantidad de operadoras requieren que se desarrolle un plan de HS&E para cada pozo o series de pozos.

Preparar Programa de Perforación

Este documento provee, esencialmente, una guía de cómo el pozo debe ser perforado, asegurando que cualquier coacción en el diseño de pozo sea consistente con el mismo. El contenido de un programa de perforación típico es mostrado en el Anexo 1.

El programa de perforación será aprobado y firmado previo a su distribución.

Preparar Documentación de Consentimiento

La presentación de cierta cantidad de documentos a agencias gubernamentales, es normalmente requerida antes de dar comienzo al pozo. Esto será realizado para conseguir el consentimiento o permiso del gobierno para realizar varias actividades. Aprobaciones o consentimientos requeridos típicos, son:

 Consentimiento para perforar  Consentimiento para mover el equipo de perforación  Consentimiento para colocar el equipo de perforación en locación

Perforar el Pozo en Papel

Un ejercicio de perforar el pozo en papel es normalmente realizado antes de iniciar el pozo.

Ambos, personal de oficina y de locación de la operadora, del contratista de perforación y de los proveedores de servicios adicionales, asisten. El ejercicio tiene tres objetivos principales.

1. Una prueba en seco del pozo con la finalidad de identificar cualquier problema antes de tiempo.

2. Explicar porque el pozo es perforado de la manera en que se va a hacer. 3. Obtener ideas del personal de la locación del equipo de perforación, sobre mejoras de desempeño que se podrían realizar.

Ejecutar el Programa de Pozo

A medida que el pozo es perforado, el progreso es monitoreado y reportado, a menudo contra la Curva de tiempo de profundidad o otras medidas de desempeño, como por ejemplo por cada 1000 pies, porcentaje de tiempo improductivo, etc.

El progreso también es monitoreado contra los parámetros del diseño de pozo y, en caso de ser requerido, se realizara verificación de diseño adicional. Por ejemplo, si una formación tiene Mayor profundidad a la pronosticada o si una prueba de fuga es más baja de lo anticipado. 59

A pesar de que la mayoría de estas variaciones deberían haber sido tratadas en el plan de Contingencia, aun es necesario completar un diseño estructural y verificar que cumpla los Variados criterios de aceptación expuestos por la base del diseño, las políticas internas de las Compañías operadoras y cualquier legislación gubernamental.

Analizar y Mejorar el Desempeño

A medida que el pozo es perforado el desempeño es analizado y son realizadas Recomendaciones de mejora de desempeño. Esto normalmente se realiza continuamente, como es explicado en la sección de límite técnico, mas adelante.

Pozo Modelo/Formato de Programa de Perforación

Un programa de pozo típico debería contener la información a continuación. La cantidad de Detalles dentro de cada una de las categorías, obviamente variara dependiendo del tipo de pozo (Convencional, ERD, aguas profundas, HTHP).

1. Información de Pozo a. Información General b. Objetivos de Pozo c. Prognosis Geológica d. Plateo de Presión de Poros y Fracturas e. Montaje de Pozo f. Plateo Direccional g. Riesgos / Peligros / Problemas Potenciales h. Curva de Tiempo de Profundidad i. Configuración de BOP 2. Procedimiento de Perforación

a. Movimiento de Equipo de Perforación / Previo al Inicio de Perforación de Pozo b. Detalles de Secciones Individuales del Agujero 

Objetivo



Problemas Potenciales



Sumario de Data de Correlación



BHA



Barrenas y optimizadores Hidráulicos



Operaciones de Perforación / Practicas

o Fluidos de Perforación o Tubería de Revestimiento y Tubería de Producción o Cabezal de Pozo o Procedimientos de Contingencia 3. Perforación Direccional y Programa de Evaluación 4. Programa de Registros Eléctricos 5. Programa de Toma de Núcleo 6. Programa de Muestreo de Pozo 7. Programa de Completamiento 8. Programa de Abandono 9. Procedimientos de Emergencia a. Clima b. Control de Pozo c. Otros 10. Anexos a. Evaluación del Fondo Marino b. Mapas Estructurales c. Registros de Barrena d. Data de Correlación e. Registros de Correlación f. Programa de Fluidos de Pozo g. Programa de Cemento 61

h. Proveedores de Servicio y Detalles de Contacto i. AvalĂşo de Peligros y Riesgos 11. Referencias y Dibujos a. Literatura TĂŠcnica b. Especificaciones de Equipo

c. BOP y Cabezal de Pozo.

11. COMPONENTES DEL TALADRO

Componentes del Taladro

11.1. CORONA (Crown) Es un ensamblaje de poleas montado sobre vigas en el tope del taladro. El cable de perforación es corrido sobre las poleas hasta el tambor de levantamiento (parte del malacate)

11.2. CATLINE Boom & Whist Line

Estructura metálica erigida cerca del tope del taladro, usada para levantar material

11.3. CABLE DE PERFORACION (Drilling Line)

Es un cable grueso de acero, organizado en un tambor o carretel que recorre la corona y el bloque viajero. Su propósito primario es levantar o bajar dentro del pozo la tubería de perforación ó el revestimiento. Es también usado para soportar las herramientas de perforación.

11.4. ENCUELLDERO (Monkeyboard)

Es la plataforma de trabajo del encuellador desde donde organiza la tubería de perforación, su altura depende del número de tubos conectados que se manejen en el taladro, por lo general tres (90 pies)

11.5. BLOQUE VIAJERO (Travelling Block)

Es un arreglo de poleas a través del cual el cable de perforación es manejado y sube o baja en la torre. 63

11.6. TOP DRIVE

El top drive rota la sarta de perforación y la broca sin usar la mesa rotaria. Es operado desde una consola de control en el piso del taladro (rig floor) 11.7. TORRE O MASTIL (Mast)

Es una estructura portátil, con la capacidad de ser erigida ó izada como una unidad a la posición de trabajo

11.8. TUBERIA DE PERFORACION (Drill Pipe)

Son tubos de alto peso usados para rotar la broca y circular el fluido de perforación. Por lo general son juntas de 30 pies que permiten acoplarse entre ellas y con las herramientas necesarias para perforar.

11.9. CASA DEL PERRO (Dog House)

Es un pequeño cuarto ubicado en el piso del taladro, usado cómo oficina del perforador y cómo almacén para herramientas pequeñas.

11.10. PREVENTORA ANULAR (Blow out Preventer)

Es una válvula de gran tamaño, instalada sobre la cabeza del pozo y sobre las preventoras de ariete, que forma un sello en el espacio anular entre la tubería y la pared del pozo ó en caso de no haber tubería presente, sella el pozo

11.11. TANQUE DEL AGUA (Wáter Tank)

Usado para almacenar agua que es utilizada en la mezcla del fluido de perforación, de cemento y para la limpieza del taladro.

11.12. BANDEJA DE CABLEADO (Electric Cable Tray)

Soporta el peso de los cables eléctricos que alimentan el poder desde el panel de control a los motores del taladro y el equipo adicional

11.13. GENERADORES (Engine Generators Sets)

La energía para el taladro es producida por motores que trabajan con diesel, gas ó gasolina, así cómo con un sistema mecánico de transmisión y generadores. La mayoría de taladros actuales usan generadores eléctricos que dan potencia a motores eléctricos en otras partes del equipo

11.14. TANQUES DE COMBUSTIBLE (Fuel Tanks)

Tanques para el almacenamiento del combustible para el sistema de generación de poder.

11.15. ELECTRIC HOUSE

En taladros eléctricos de diesel, motores diesel de alta potencia alimentan generadores eléctricos. Estos generadores producen electricidad que fluye a través de cables a paneles de control de donde se proveen los equipos.

11.16. BOMBAS DE LODO (Mud Pumps)

Grandes bombas de reciprocación son usadas para circular el lodo (fluido de perforación) en un taladro

11.17. TANQUES DE LODO (Mud Pits)

Serie de tanques abiertos, a través de los cuales el lodo es circulado para permitir 65

que arena y sedimentos se depositen y sean retirados. Aditivos son mezclados con el lodo y este es temporalmente almacenado antes de ser bombeado nuevamente al pozo. Los tanques están divididos en compartimentos de acuerdo con su uso: shaker pits, settling pits y suction pits.

11.18. PISINAS DE RESERVA (Reserve Pit)

Es una piscina en la cual se guarda una reserva de fluido. Es también usada para guardar residuos líquidos y se hace excavada en el suelo y cubriendo sus paredes con arcilla ó con membrana plástica impermeable para prevenir la contaminación del suelo

11.19. SEPARADOR DE GAS (Mud Gas Separador)

Es un aparato usado para retirar gas del lodo proveniente del pozo cuando se presenta invasión de gas en el pozo.

11.20. ZARANDA (Shale Shaker)

Corresponde a una serie de bandejas con mallas que vibran para remover los cortes perforados del fluido saliente. El tamaño de las aperturas es seleccionado para que sean menores al tamaño de los cortes y asegurar su remoción.

11.21. CHOKE MANIFOUL

El arreglo de tuberías y válvulas especiales, llamadas chokes a través del cual se circula el fluido de perforación cuando se cierran las preventoras para controlar presiones encontradas en la formación durante un reventó

11.22. RAMPA DE TUBERIA (Pipe Ramp)

Rampa angular que sirve para arrastrar y subir la tubería y herramientas hasta la plataforma y la mesa rotaria.

11.23. ACOMULADOR (Accumulator)

Es el aparato de almacenamiento para fluido hidráulico a presión que es usado en la operación de las válvulas preventoras

11.24. BROCA DE PERFORACION (Drill Bit)

Es el elemento cortador en la perforación de pozos. La mayoría de las brocas tricónicas consisten de tres conos que giran sobre cojinetes para hacer uso de todos los elementos cortadores. Además, las brocas poseen un sistema de circulación para su enfriamiento y permitir el paso del fluido, usando su fuerza hidráulica para impactar la roca y facilitar su perforación

11.25. MALACATE (Drawworks)

Es el mecanismo de levantamiento en un taladro de perforación. Consiste de un winche de gran tamaño que enrolla y libera el cable de perforación y así levanta o baja los componentes de la sarta y las herramientas

11.26. COLLARES DE PERFORACION (Drill Collars)

Son tubos pesados de paredes gruesas usados entre la broca y la tubería para colocar peso sobre el fondo de la sarta y ayudar en la perforación.

11.27.CONSOLA DEL PERFORADOR (Drillers Console)

El panel de control, ubicado en la plataforma desde donde el perforador controla las operaciones del taladro y maneja el equipo

11.28. MESA ROTARIA (Rotary Table)

Es el principal componente de rotación para girar y soportar la sarta de perforación; consiste de elementos de rotación que permiten utilizar velocidades variables y a la vez soportar el peso de la sarta dentro del pozo.

11.29. KELLY

Es un componente de acero pesado, hexagonal (común) ó cuadrado suspendido por el bloque viajero a través de la mesa rotaria. Esta conectado a la última junta de la sarta para girar la tubería a medida que rota la mesa.

11.30. CUÑAS (Slips)

Son piezas de metal con dientes ó elementos de agarre que son usados para soportar la caída de la tubería dentro del hueco ó para mantener la tubería en su lugar. Las cuñas se ajustan entre la tubería y el máster bushing.

11.31.CUÑAS DE PODER (Power Slips)

Existen cuñas hidráulicas ó neumáticas que evitan el contacto directo con la herramienta, protegiendo el operador; en estas, el agarre es efectuado por empaques especiales.

12. PERFORACIÓN DIRECCIONAL

La perforación direccional es sin duda uno de los más innovadores procedimientos que en la actualidad forma parte de la industria petrolera para la búsqueda, localización y explotación de arenas petrolíferas. El hecho de “navegar” a través de un yacimiento petrolífero e ir construyendo la trayectoria del pozo de acuerdo a un plan previo de ingeniería, es ya una ventaja para optimizar la producción de la arena.

Figura 19:Sarta de perforación . (Anexos pagina: 152 )

Luego de la Perforación del Hoyo Superficial, se comienza el empleo de las herramientas direccionales que van a permitir inclinar la trayectoria de la sarta de perforación, controlando la dirección o azimuth de la sarta respecto al norte del plano horizontal. Las herramientas direccionales comúnmente empleadas durante la perforación de hoyos horizontales son:

Motor de Fondo con su prespectivo Bent Housing: Llámese el codo de la herramienta que permite producir una desviación de manera orientada, permitiendo ligeras inclinaciones que van direccionando la sarta de perforación.

Monel: es una herramienta que corrige los efectos del campo magnético de la Tierra y el material metálico de la sarta de perforación en la obtención de los datos tanto del MWD y el LWD. Está hecho de una aleación que permite despreciar la interferencia magnética y así la herramienta MWD pueda brindar datos confiables de azimuth e inclinación. Martillo (Jar): están diseñados para desarrollar un impacto tanto en las subidas como en las bajadas del BHA. Son empleados para pozos direccionales para que la tubería pueda liberarse en caso de hoyos ajustados o que este atascada, los encontramos de dos clases mecánicos e hidráulicos y allí se utiliza el más adecuado para finiquitar el problema.

Herramienta Double Pin: es una herramienta cuyas conexiones son PIN x PIN, para unir juntas cuyos extremos son caja.

Estabilizador: Son necesarios para un BHA direccional. Los que están cercanos a la mecha tienen conexiones BOX x BOX., y los que se colocan en el resto de la sarta tienen conexionen PIN x BOX. Poseen espiral hacia la derecha Se emplean para controlar la desviación del hoyo, reducir el riesgo de pegas diferenciales y dog legs (patas de perro).

HEL (Hostil Environment Logging): herramienta que permite cuantificar la profundidad de la perforación. Instala el MWD (Measuring While Drilling: Midiendo mientras se perfora). Esta herramienta permite ubicar la trayectoria de la sarta de perforación y por ende la del pozo en construcción debido a que proporciona los datos de Profundidad, Inclinación respecto a la vertical y azimut (inclinación respecto al plano horizontal), con lo cual se construyen los SURVEY’s,

importantes datos que registran la secuencia del Pozo y permiten hacer una comparación respecto a la trayectoria planificada.

En esta junta también cuando se requiera su corrida, se ubica el registro BAP (Bore Annular Pressure), que permite calcular las presiones en tiempo real en el hoyo anular, y con ello monitorear la limpieza del hoyo y así optimizar una alta ROP sin alterar la estabilidad del revoque.

MFR (Multiply Frecuency Resistivity): lleva instalada la herramienta LWD (logging while drilling: Registrando Mientras se perfora), la cual permite registrar cada una de las profundidades y obtener datos para cada una de ellas. Este es un servicio primordial que permite obtener data en tiempo real de la litología y fluidos presentes mientras se está perforando. Ello permitirá el estudio de las características geológicas presentes, y conllevará a la toma de decisiones, sobre todo a la hora de fijar los topes y bases de cada una de las formaciones, marcadores y arenas.

Otras herramientas son el NDT, que ubica al registro Densidad Neutrón, y el IDS, que emite información necesaria sobre la ubicación del pozo para realizar la corrida del survey. Los registros comúnmente empleados en las perforaciones en el Campo Uracoa son el Gamma Raí, el Densidad - Porosidad Neutrón y el Resistivo.

12.1. ARME DEL ENSAMBLAJE DIRECCIONAL.

La compañía de Servicios de Perforación Direccional es la encargada de armar el BHA direccional, posicionando cada una de las herramientas de acuerdo a su función habilidad y al servicio solicitado. Para este paso, los técnicos de la Compañía de Servicios Direccionales hacen primero una charla de seguridad indicando al personal mantenerse alejado del área de la planchada mientras van

armando e instalando las fuentes radioactivas que permitirán el registro de cada uno de los parámetros, gamma ray por ejemplo.

Para el hoyo intermedio, por lo general en los pozos del sur de Monagas, el BHA direccional se arma comenzando con una mecha bi céntrica de 8-3/8” x 9-1/2” , seguida de un motor de fondo, el LWD y el MFR portador de la herramienta MWD, y las herramientas IDS, NDT. Se prueba la señal de los registros en superficie, antes de ser bajados y se calibran los censores. La perforación en esta fase requiere un torque de 4500 a 7000 libras por pie (en algunas fases el torque puede llegar a 10.000 libras por pie). En cuanto a las revoluciones por minuto, para el motor de fondo se requieren 126 -140 RPM y para el motor de superficie 45 - 60 RPM. El primero depende del galonaje para el cual cada motor de fondo tiene un factor que permite estimar las revoluciones por minuto de acuerdo a los galones que se bombean en el mismo tiempo.

12.2. CORRIDAS DE GYRO.

Esta herramienta permite corroborar la información suministrada para la empresa de Servicios de Perforación Direccional. Este constituye un sistema Giroscópico de Navegación para generar survey´s de la tasa giroscópica basada en una tecnología de orientación inercial que no es afectada por la interferencia magnética, ya que toma como referencia al Polo Norte verdadero, proveyendo a la industria un significado más preciso de la orientación y prospección del pozo. Estas corridas permiten realizar: 

Generación de Surveys mediante los registros single Shot y Multi Shot en revestidores, tubería de perforación ya sea en modo eléctrico o mediante el uso de batería.



Permite encontrar la orientación direccional de los motores de perforación y otras herramientas en el pozo.



Mediciones de dirección de manera alámbrica e inalámbrica para la tasa giroscópica mientras se esta perforando.

12.3

CONSIDERACIONES

PARA

PERFORACION

HOYOS

DIRECCIONADOS.

Figura 20: Perforación Direccional (Anexos pagina: 152 )

pulse test: Constituyen pruebas de campo a nivel superficial o somero para evaluar construir tasas en función de los ángulos de curva, la colocación de estabilizadores, los efectos secundarios de las cargas, el torque de reacción y la fiabilidad del sistema y el tiempo medio entre fallas del mismo.

PRUEBAS DE LWD: La herramienta LWD (logging while drilling) ha de ser probada antes en superficie para comprobar eficiencia y precisión de cada uno de los registros a ser corridos: 73

- Densidad neutrón - Resistividad - Gamma Ray

12.4. CORRIDA DE TUBERIA:

Durante la perforación de hoyos direccionales y horizontales es sumamente importante que el perforador lleve controlado en una hoja los viajes los diferentes parámetros para cerciorarse de que el pozo este llene y no haya pérdidas de volumen. Estos volúmenes pueden ser medidos mediante el tanque de viaje. Al final los datos son registrados en un formato parecido al que se anexa abajo:

Figura 21:Hoja de viajes . (Anexos pagina: )

La tubería a menudo tiene que ser probada de manera que pueda comprobarse su resistencia durante la perforación y de esta forma evitar problemas como estallido, pegas, etc.

Otro punto importante a tomar en cuenta es el drift (en ingles: desviación) de la tubería, que no es más que la calibración interna de la tubería que permite garantizar su diámetro interno. De esta forma el drift de la tubería vendría siendo el diámetro óptimo interno de la tubería.

12.5. PERFORACIÓN EN SHOE TRACKS:

Figura 22: Perforación de Zapato flotador (Anexos pagina: 152 )

Se conoce como shoe Track el espacio comprendido entre la zapata flotadora y el cuello flotador, enroscados respectivamente en la parte inferior del primer y segundo revestidor que se baja durante el revestimiento de un hoyo, sea el de superficie o el intermedio. La función del shoe track es asegurar que la zapata esté rodeada de cemento de alta calidad y evitar la contaminación de cemento más allá del tope. Este espacio generalmente esta cubierto de cemento antes de comenzar a perforar en él. A pesar de que ya se debería comenzar a perforar en este tramo con el BHA del Hoyo Intermedio, para el caso de un shoe track en la fase del revestidor de 9-5/8”, para romper el cemento existente se debe perforar con mecha tricónica de 8-1/2”. Con esta sarta se baja a través del shoe track hasta romper

zapata

dejando

algunos

pies

mas

profundidad

(10

pies

aproximadamente).

12.6.TECNICAS EN HOYOS DIRECCIONADOS:

Durante la perforación en hoyos direccionales y horizontales se pueden emplear diversas técnicas más para ir construyendo el hoyo del pozo. Primeramente la Rotación permite perforar el hoyo por la energía proporcionada en la mecha al girar contra la formación. El Deslizaje, o Sliding en inglés, es una técnica que permite ir direccionando la sarta sin que la mecha este rotando, de manera que permita crear ángulo o direccionar la sarta de perforación según el plan del Pozo. Ello es posible por la herramienta Bent Housing del BHA, por la cual se construye y controla el ángulo correcto, posicionando la mecha en la dirección deseada.

La orientación es controlada por la herramienta MWD (midiendo mientras se perfora), que va aportando datos cada cierto punto. Estos datos son:

PROFUNDIDAD: midiendo la MD (Measured Deepth) o Longitud del hoyo (profundidad medida). El MWD aporta en tiempo real la profundidad a la que está la herramienta MWD haciendo una corrección con respecto a la ubicación de la mecha. 76

INCLINACIÓN: Mostrando el ángulo de desviación del hoyo respecto al plano vertical. AZIMUTH: que es la desviación detectada desde la superficie del Bent Housing con respecto al Polo Norte magnético en el Plano Horizontal. Con esta data, la herramienta direccional puede calcular parámetros tan importantes como:

- TVD (true vertical deepht: profundidad vertical verdadera - DOG LEG (PATAS DE PERRO): severidad de la desviación en ángulos por cada 100 pies. - DESPLAZAMIENTO ESTE – OESTE (si los valores son positivos se muestra una inclinación hacia el oeste, si son negativos hacia el Este). - DESPLAZAMIENTO NORTE – SUR (si los valores son positivos se muestra una inclinación hacia el Norte, si son negativos hacia el Sur).

12.7. PRACTICAS OPERACIONALES:

Durante la perforación de hoyos direccionales se pueden poner en práctica otras técnicas según lo requiera la situación en la que se encuentre el pozo. Una de las más comunes es el BACK REAMING o repaso que se hace rotando la mecha para asegurar la estabilidad del hoyo y evitar que el mismo se cierre una vez que se haya sacado la tubería. De esta forma se va repasando en el hoyo ya perforado circulando. Este procedimiento también permite volver a agrandar el hoyo para la instalación de revestidores, tubos lisos, rejillas, etc., evitando de esta forma apoyos de tubería.

Otra práctica operacional es el POOH (Pull out of Hole: Salir del Hoyo), también abreviada en español como STH (sacar tubería del Hoyo). En Pozos direccionales generalmente este proceso se realiza con backreaming y con parámetros específicos de torque, revoluciones por minuto y galonaje. Existe la prueba de Flow Check o Verificación de Flujo, que asegura la estabilidad de las condiciones 77

de un tap贸n, v谩lvula o dispositivo de control de flujo, observando los niveles de fluido estable.

Figura 23:fracturamiento por presi贸n de la broca (Anexos pagina152: )

RECONOCIMIENTO DE PROBLEMAS: La perforación en hoyos direccionales está sujeta a una mayor cantidad de riesgos operacionales. Las Pegas diferenciales son una de las situaciones más frustrantes y problemáticas que se presentan durante la perforación, debido a muchos factores, entre ellos los debidos a las características propias de la formación. Cuando una tubería se queda pegada puede generar costosos daños, entre los que están el corte de tubería, operaciones de pesca y la realización de un Desvío Lateral o SIDE TRACK.

Las pegas diferenciales se deben a una diferencia de presión entre el hoyo y la formación, ocasionada por una larga sarta con demasiados drill collars que se asienta o para en el lado opuesto de donde se está tomando fluido en el hoyo. Cuando los drill collars están sobredimensionados o la sarta posee larga longitud de los mismos, se presta a ocasionar pegas. También son debidas a una alta desviación del hoyo, altas densidades, muchos ripios, interrupción de la circulación.

En estas ocasiones en que los esfuerzos por recuperar toda la sarta de perforación, se procede a la detección de puntos libres o que no estén atascados mediante la aplicación de un alto torque para rotar la tubería y observando los puntos en los que se observa que la tubería gira con el torque aplicado. De allí se obtiene la profundidad en la que se espera que la tubería no esté atascada, se realiza una desconexión mecánica o mediante cañoneo, separando la parte libre de la sarta de la que está atascada para recuperarla. Este proceso se conoce como back Off, mediante el cual se saca la tubería que fue desconectada mecánicamente.

Otro problema a presentarse en la perforación de hoyos horizontales y direccionales es el no controlar la tasa de inclinación o Patas de Perro (Dog legs – DLS), que indica el ángulo de desviación por cada 100 pies perforados. La empresa de Servicios Direccionales incluye en los surveys entregados, el Dog 79

Legs calculado para cada profundidad, así si hubo poca inclinación entre una profundidad y otra separadas por una distancia de 100 ft MD, se mostraran valores pequeños de Dog Legs. Este término también hace referencia a las veces cuando las secciones del hoyo cambian de dirección de manera más rápida de lo previsto o planeado, generando con ello serios problemas de desviación notable con respecto al plan direccional, que puede incluso ocasionar la pérdida de la arena o la realización de un side track.

12.8. EVALUACION DE MECHAS

Antes y después del empleo de una mecha, es necesario que un operador de la empresa proveedora de la mecha este presente para evaluar la mecha e indicar mediante un código IADC los resultados de su evaluación. Los mismos comprenden una serie de números y letras que permiten en cuatro ítems diagnosticar el estado de la mecha, indicando si es nueva, si tiene la mitad de su tiempo de uso, el estado de sus sellos o si está totalmente perdida.

Es importante una buena evaluación de la mecha para que se garantice el empleo de la misma durante la perforación de un pozo sin que se puedan generar problemas ligados a un daño a la mecha.

12.9. PROBLEMAS DENTRO DE LA PERFORACION  Pegas :cuando tenemos pega de tubería debemos seguir unos pasos fundamentales que son: 

Mantener la circulación



Mantener la rotación



Mantener la tubería en movimiento accedente y descendente.

13. TIPOS DE PEGAS 

Por empaquetamiento con sólidos



Formaciones inconsolidadas



Formaciones que se mueven



Formaciones fracturadas



Shales con presiones anormales



Shales sobreprecio nados por alto peso de lodo



Arcillas reactivas



Falta de limpieza del pozo



Por movimientos tectónicos

PEGAS DIFERENCIALES

Pegas por problemas mecánicos o geometría del pozo 

Ojos de llave



Hueco estrecho



Por Dog legs



Presencia de chatarra



Por colapso de revestimiento



Pedazos de cemento



Porque el cemento todavía no ha fraguado

Procedimiento para solucionar la pega 1. Establecer el punto de pega: este lo hacemos con una herramienta el “free point” es para determinar el punto libre lo bajamos por dentro de la tubería.  Arcillas hinchables: estas reaccionan con agua formando un atascamiento de tubería. 81

 Derrumbes: por la presión litostatica o confinamiento que está sometida la formación por su mismo peso este lo podemos solucionar con asfalto es para cellar el derrumbe.  Desviaciones anormales: cuando se está perforando hay una desviación ósea dog leg “pata de perro” o key seat “ojo de llave” para esto se hace un procedimiento de 1 grado de desviación después de haber sacado la tubería lo podemos solucionar con: Key seat reoumer y wáter melón.  Perdidas de circulación: Las hay de dos tipos inducidas y naturales las inducidas las tenemos por fracturas por parte de la sarta, pistoneo o por zonas de baja presión y las naturales son cavernas que son las calizas fracturadas

a estos tipos de

fracturas lo podemos solucionar con materiales de perdida “cascarilla de nuez, cascarilla de arroz y cascarilla de coco” y tapones de cemento “cemento tixotrópico”  Influjo de agua  Influjo de gas  Influjo de aceite

14. TIPOS DE PESCADORES

Dentro de este encontramos nueve tipos:  De agarre: dentro de este tenemos  Internos : taper tap, redeasing spear  Externos: die collars de aguarre over short  Limpiadores: limpiar el pescado para aumentar la posibilidad de éxito. Lavado por fuera: Washover, corona, lavado combinado, corona con pescador, arpón de dril collars.  Multiplicadores de fuerza: acumulan la energía y luego de un tiempo la entregan. 

martillos hidráulicos



Martillos mecánicos



Martillos hidromecánicos

Destrabadores: 

junta de seguridad



Reversing tool



Tubería de izquierda.

 Separación longitudinal: cortan el pescado y se utiliza en hueco revés 

cortadores externos



cortadores internos



cortadores químicos



cortador por explosión

 Indicadores: 

marcadores que son los que toman la impresión del hueco



sensor de tención



visuales cámaras 83

 Rescatadores: 

magnéticos como los imanes



canastas como junk basket, reversing.

 Demoledoras: 

Por dentro: taper mil, pilot milk



Por encima. Junk milk, brocas con carburo de tungsteno.

 Reparadores: 

Por impacto: trompos

Por fuera lateral: casing rollers

14.1. OPERACIONES COMUNES:

Figura 24: Perforación direccional (Anexos pagina: 152 )

En un pozo típico del sur de Monagas (Venezuela) antes del ensamblaje de la sarta direccional se procede a romper cemento y zapata con mecha tricónica de 81/2”, la cual perforó hasta unos 10’ mas por debajo de la zapata (1060’). Luego se saco la tubería del hoyo, se quebró el BHA y la mecha tricónica, la cual fue evaluada posteriormente para garantizar o descartar su uso en un próximo pozo.

Seguidamente la Compañía de servicios direccionales, luego de realizar la reunión de seguridad, arma el BHA direccional para la fase del hoyo intermedio, en el cual ya se comenzaría la desviación del pozo. Este BHA consiste generalmente de una mecha Bicentrica de 8-3/8” + motor de fondo + MFR LWD +IDS + NDT. Seguidamente se prueba la funcionabilidad de las herramientas y se baja el ensamblaje con 85ril pipes y heavy weights de 5”.

La perforación inicia con los siguientes parámetros PSM: 4-6 KLBS; GPM: 500; PB: 700 PSI; RPM: 45/140 MOT; TQ: 4500-5000 LBS-PIE; ROP: +/- 60 pph . Al principio Rotando 100% y luego deslizando según la ocasión y situación requerida. Se monitorea la trayectoria real vs el plan para ir corrigiendo estas desviaciones, bombeando tren de píldoras cada 300 pies para mantener la limpieza del hoyo y realizando varios backreaming en las zonas que ameriten repaso, mientras que personal de geología identifica cada una de las formaciones, arenas y marcadores para correlacionarlos respecto al plan.

Se perfora hasta la profundidad planeada, a la cual se asentará el re vestidor. Luego se circula reciprocando hasta retornos limpios y se saca tubería libre del hoyo. Una vez en superficie se quiebran las herramientas direccionales, recuperando fuentes radiactivas y evaluando mecha. Seguidamente se procede la vestida de la llave hidráulica y a la bajada de re vestidor de 7” con equipo de flotación para luego cementar.

15. FORMULAS Y EJEMPLOS DE PERFORACION DIRECCIONAL

PH =0.0052 X densidad X altura “h”

Adyacente

hipotenusa

cos & =

TVV Sen & = Opuesto Tang & = H² = c² + c² H = EJEMPLOS: Lodo:9.2 lb/gal Presión mínima: 340 psi Presión de cabeza “SIDPP”:430PSI

驴Averiguar presi贸n final y lodo nuevo? KOP=5700ft

Adyacente

hipotenusa

2100ft 7800ft-5700ft=2100ft

Pvv

media

7800ft

Opuesto=500ft

= h=

sen =

= 2158ft

sen = 0.23ft que esto es seno De 13

7800ft x sen 13 = 1754 ft L Nuevo = 9.2 lb/gal + P f =310 psi x

=471 = 1.5

9.2lb/gal + 471 =13.9lb/gal

310 psi x 1.5 = 465

AZIMUTH Azimuth = 290 grados Profundidad = 7530 ft Presi贸n de cabeza = 430 psi Lodo = 9.2 lb/gal

Presión mínima = 380 psi ¿Averiguar presión final, presión inicial y lodo nuevo? N 360

W 270

E 90

S 180 7530 ft X cos 70 = 2575 ft PH =0.052 x 9.2 lb/gal x 2575 ft = 1231 Presión final = presión mínima x

pf = 380 psi x

=1.3

= 380 psi x 1.3 = 39 Lodo nuevo = lodo viejo +

= 9.2 lb/gal +

= 3.2

= 9.2 lb/gal + 3.2 = 12.5 lb/gal Presión inicial = presión mínima + sidpp Presión inicial = 380 psi + 430 psi = 810 psi

16. PERFORACIÓN HORIZONTAL

Un pozo horizontal penetra el horizonte productor en forma paralela al plano de estratificación mientras que uno vertical penetra dicho plano perpendicularmente.

La forma convencional de producir hidrocarburos involucra perforar verticalmente desde la superficie hasta penetrar totalmente el yacimiento que los contiene y, luego terminar el pozo al abrir algún intervalo preseleccionado en dicho yacimiento. La operación finaliza al permitir que la presión en el fondo del pozo sea menor que la presión del yacimiento, para que los fluidos del yacimiento entren en el pozo. Una desventaja importante de este proceso es que con la penetración vertical, se contacta sólo un área periférica pequeña del yacimiento y los fluidos se mueven radialmente del yacimiento hacia el pozo. Por lo tanto, a medida que los fluidos se aproximan al pozo, el área disponible para el flujo disminuye, la resistencia al flujo crece, la velocidad aumenta y el gradiente de presión también aumenta rápidamente. Como resultado, se tiene que la caída de presión disponible no se aprovecha al máximo para transportar fluidos sino que una buena parte se malgasta al atravesar la zona de mayor resistencia adyacente a la periferia del pozo.

Para enmendar la desventaja del flujo radial al área reducida de flujo debido a la penetración vertical, se ha recurrido a varias medidas. La primera es aumentar el número de pozos verticales, reduciendo el espaciamiento, lo cual equivale a aumentar el área del yacimiento en contacto con los pozos. Otra medida involucra aumentar la permeabilidad inmediatamente adyacente al pozo, por fractura miento artificial o acidificación. Esto reduce la alta caída de presión cerca del pozo sin agregar significativamente área de contacto entre el pozo y el yacimiento.

Entre las ventajas de la perforación horizontal, técnica recientemente disponible en la práctica; se tiene que, se aumenta apreciablemente el área de contacto entre el pozo y el yacimiento, sin agregar pozos adicionales para mejorar el flujo.

Las razones por lo que la productividad en un pozo horizontal es mayor que en uno vertical es por los siguientes motivos: 

Tiene mayor área de contacto con el yacimiento.



Para igual caudal de producción ocasiona menor caída de presión.



El volumen de drenaje inducido por el pozo o sección horizontal es de tal configuración geométrica que los fluidos del yacimiento transitan menor distancia para llegar al pozo.



Aprovecha mejor la capacidad de transporte de fluidos ofrecida por el hoyo que en el caso vertical.

16.1. EJEMPLOS DE PERFORACION HORIZONTAL

A NULAR D.C y hueco = 0,0323 bls/ft D.P hueco = 0,0449 bls/ft DP y csg = 0,0491 bls/ft Capacidad D.P 0, 01785 bls/ft D.C 0, 0077 PRESION

bls/ft =

430PSi AT= 60 stk/min 90

Salida bomba triples ¿ cuantos estroques para tener en superficie el gas.? 0,1394 BU/SY ¿Calcular volumen anual ? 0,03237 bls/ft *4000 ft= 13.2 BR 0,0491bls/ ft* 6000ft = 269.4 BR 0,0491bls/ft * 1000ft = Numero de stk = =

16.2. EJERCICIOS

Salida bomba=0.139bls/Stk Presión de cabeza= 380psi Densidad del lodo = 10.8 lbs./ gal 80 Cuantos minutos Calcular lodo nuevo Calcular lodo nuevo y Volumen anular L nuevo = lodo viejo + = 10.5lbs/gln +

10.5 lbs./gln + 1.1 = 11.6 lbs./gln 91

DC y Hole= 0.0323bls/ft* 350 ft=11.3 bls DP y Hole=0.0449 bls/ft* 5350 ft=240bls D.P y CSG=0.0491bls/ft*700 ft=34.3 bls

285 bls volumen anular

Numero de stk = Min =

Factor de boyancia FORMULA:

W= (Peso del lodo lbs.) = w= peso en el aire lbs. * (1-0.015 * mw) EJEMPLO: Cuál es el peso de 5000ft de tubería casing de 11 ¾ de OD y el ID 11.000 plg 47 lbs./ft esta dentro de un pozo con un lodo de 10.8 lbs./gln ¿Cuál es el factor de boyancia y capacidad en?

SOLUCION

W = 47

* 500 ft = 235000lbs

W = 235000 ft (1 – 0.015 * 10.8

) = 191969300 lbs

= 0.838 factor de boyancia

0.1175

8.51

0.658

1.519

4.935

0.20

16.3. FORMULAS =8.51

0.1175 * 5.6 =0.658

0.1175 * 42gln = 4.935

Ejemplo con volumen total del pozo

ÂżCalcular el volumen total del pozo y calcular volĂşmenes de la tabla?

V1 = V2 =

V3 = V3 = 93

V3 =

V4 = V4 = V4 = V5 =

V5 =

Volume total = 799.69 bls Hole

DP OD 5” ID 4

0.01755

56.98

0.098

10.204

0.737

1.356

DC OD 9” ID 3”

0.00874

114.416

0.048

20.833

0.367

2.724

AÑULAR DH12

0.0641

15.60

0.358

2.793

2.692

0.371

0.1185

8.438

0.118

8.474

4.977

0.200

0.4458

2.243

2.496

0.400

18.723

0.053

DC 9”

ANULAR DH 12 DC 5” CASING 22” DP5”

Formulas para solucionar la tabla anterior 0.01755*5. 6

0.1755*42gln = 0.737

= 0.098 0.00874*5. 6

0.00874*42gl n

=0.048

=0.367

0.0641*5.6

=2.793

0.0641*42gln

=0.358

=2.692

0.1185*5.6

0.1185*42gln

=0.118

=4.977

0.4458*5.6

0.4458*42gln

=2.496

=18.723

=2.243

17. PERFORACION BAJO BALANCE “pbb”

La técnica de pbb, originalmente fue diseñada para incrementar la velocidad de penetración y la vida de la barrena. En un principio se utilizó en áreas de buen control geológico para mejorar la perforabilidad de formaciones impermeables, reduciendo el esfuerzo de sobrecarga de la roca expuesta a la barrena.

Sin

embargo en sus inicios, la penetración vertical de formaciones permeables, no fue considerada como una aplicación de la pbb.

Tradicionalmente las formaciones permeables se han perforado con columnas hidrostáticas de ligero sobre balance, con el propósito de prevenir la condición de brote del pozo y evitar los riesgos inherentes al descontrol del mismo. Cuando un brote ocurre, el fluido invasor es circulado a través del árbol de estrangulación, controlando las presiones a la entrada y salida del sistema circulatorio e incrementando la densidad del fluido de control hasta la condición de equilibrio hidrodinámico. Con la técnica de pbb, generalmente la presión de poro de las formaciones es superior a la columna hidrostática impuesta por el fluido de control, requiriendo para su operación un adecuado sistema de manejo de presión en superficie, que permita rotar y reciprocar la sarta en condiciones seguras. Las primeras pruebas de pbb en carbonatos fracturados, se hicieron en pozos del Austin Chalk en Texas y después de alcanzar un conocimiento de la presión de poro más preciso y manejar mejor los riesgos, la técnica empezó a utilizarse en la perforación de pozos horizontales, evolucionando el nombre a perforación con flujo controlado.

En una condición de bajo balance, la densidad del fluido de control puede diseñarse intencionalmente para crear esta situación, requiriendo el empleo de Aire o Nitrógeno inyectado desde la superficie o utilizando una sarta parásita adyacente, que permita el influjo de gas al sistema. Los fluidos más comúnmente utilizados en pbb son: Aire, Nitrógeno, Espumas, Agua, Diesel, Crudo, etc., los 96

cuales son analizados previamente, para determinar su compatibilidad con los fluidos de las formaciones expuestas y evitar de esta forma un posible daño al espacio

perforado.

Probablemente dentro de las mayores ventajas de esta

técnica, hoy en día se encuentran incluidas las siguientes:  Incrementar el ritmo de penetración y la vida de la barrena  Reducir la posibilidad de pegaduras de la sarta en el agujero  Minimizar las pérdidas de circulación mientras se perfora  Mejorar la evaluación de las formaciones  Incrementar la productividad del pozo  Reducir o eliminar el requerimiento de tratamientos de estimulación

17.1. Técnicas de perforación Bajo Balance (pbb) y su selección.

En esta sección se describen en forma genérica las técnicas de (pbb), enfatizando la función principal de los fluidos que se relacionan con el transporte de recortes del fondo a la superficie y la limpieza del agujero, así como su interacción con las presiones de circulación.

pozos con alta presión y alta temperatura, formaciones con presencia de fluidos amargos, pozos con brote y pérdida sucesivas, inestabilidad de las paredes del agujero, atrapa miento de la sarta, formaciones des presionadas, etc., (Figura 1) que han obligado a buscar y aplicar nuevas tecnologías, que permitan superar estas condiciones adversas y de esta forma poder alcanzar las formaciones productoras minimizando al máximo el daño a las mismas.

Problemática que puede resolverse aplicando perforación bajo balance.

Figura 25:Soluccion a problematicas con la Pbb . (Anexos pagina: 152 )

La pbb, ha sido la solución a muchos de los problemas encontrados en los campos des presionados. La División Sur es la zona en donde la técnica de pbb, se ha utilizado más intensamente.

17.2. Antecedentes pbb Históricamente la perforación con fluidos compresibles, empezó a utilizarse en los campos petroleros del Condado de Regan, Texas en 1934; empleando aire, niebla y espumas que dieron origen a la técnica que actualmente se conoce como Bajo Balance.

Años más tarde en 1952 la Compañía Hughes Tool, reincorporó el

concepto de perforación con fluidos aireados, logrando atravesar formaciones que la perforación convencional no había permitido superar.

Posteriormente en las décadas de 1950 y 1960, el empleo de fluidos aireados y espumas hizo posible la perforación en zonas con pérdida de circulación en las áreas montañosas de los Estados Unidos y Canadá.

Los fluidos gasificados

tuvieron un desarrollo importante en el período de 1963 a 1970, intensificándose el uso del Nitrógeno como fluido reductor de la densidad en los sistemas de fluidos de perforación gasificados. Para finales de la década de 1980 y principios de los 98

años 1990, se desarrolló el primer procedimiento de pbb, con el propósito fundamental de prevenir el daño a las calizas fracturadas de los campos de Austin en Texas y Louisiana. En los años recientes, la pbb ha surgido con renovado interés, particularmente en los países de Norte América, en los cuales investigan y aplican sistemas de fluidos, procedimientos, herramientas de fondo y superficie, así como software técnico, que han evolucionado la técnica de pbb, hasta lograr alcanzar sus objetivos, con márgenes aceptables de seguridad y rentabilidad. En México, ésta técnica inició su aplicación intensiva en agosto de 1995.

17.3. DISEÑO DEL POZO PARA Pbb:

Al igual que en perforación convencional, el diseño de los pozos para pbb incluye:

Diseño de las tuberías de revestimiento. Esta parte del diseño debe adaptarse a la condición bajo balance, ya que las TR´s se someterán a cargas más severas que en perforación convencional, tomando relevancia los factores de diseño, considerando que el pozo quedará vacío, como en caso pérdida de circulación severa, y que al mismo tiempo puede someterse a presión por los fluidos del yacimiento (manifestación) y la temperatura, así como a gases amargos.

Diseño y Selección del fluido de perforación. Aquí se toman en cuenta las dos condiciones básicas que todo fluido de perforación debe satisfacer en pbb:  Permitir alcanzar la densidad equivalente requerida para la pbb, así como el acarreo de los recortes a la superficie (limpieza del pozo).  Ser compatible con el yacimiento para evitar: daño, inestabilidad electroquímica y corrosión dentro del pozo.

Tabla 2.- Comparación de ventajas y desventajas de los fluidos usados en pbb Tipo Fluido

Ventajas

Desventajas

Agua Dulce

Económica.

Puede provocar inestabilidad

Disponible.

química. Demasiado pesada en

Ambientalmente aceptable.

algunos pozos. Daño por arcillosidad del yacimiento.

Fluidos Limpios

Libres de sólidos

Mayor costo

Promueven estabilidad

De manejo operativo delicado

química Salmueras de

Promueven estabilidad

Costosas (pérdidas)

haluros y

química

Difícil control de densidad

formiatos

Gran Diversidad

Corrosivas

Menor Daño a la formación

Limitadas ambientalmente 19. Difícil control sobre viscosidad

Diesel

Líquido comercial más ligero Costoso (pérdidas) Evita inestabilidad química

Ambientalmente limitado

Menor Daño

Difícil control sobre viscosidad

Fluidos base

Sistemas estables

Costosos (pérdidas)

Agua dulce

Buen control en densidad

Encapsulan gas

Buen control en viscosidad

Daño a la formación (sólidos

Compatibles con polímeros

inertes) Inestabilidad en zonas arcillosas

Fluidos base

Sistemas estables

Difícil control de densidad

Salmuera

Permiten retorno de

Contaminables con gas y aceite

permeabilidad

Encapsulan gas

Densidad y viscosidad con Polímeros Fluidos de baja

Rangos bajos de densidad 100

Costosos (pérdidas)

densidad

Sistemas estables

Demasiado viscosos (altas dpf) Difícil control en mezclas con gases

Diseño y selección de sartas y barrenas de perforación. En el diseño de las sartas de perforación para pbb, se deben ampliar los márgenes de carga de diseño a la tensión, debido a que este esfuerzo se verá incrementado al reducirse o nulificarse la flotación de la sarta, por:

 Fluidos de perforación de muy baja densidad  Columnas de fluido de perforación de densidad no uniforme  Flotación parcial por secciones de pozo vacías debido a pérdidas de circulación.

Barrenas. Este aspecto está íntimamente relacionado con la técnica de pbb que se aplique en cada pozo, pero en todo caso, el principio de trabajo de la barrena y su estructura de corte, deberán ser las

adecuadas para las formaciones a

perforar, resultando la selección de la barrena el aspecto fundamental para optimizar las aplicaciones de pbb.

Los principales aspectos a considerar son:  Barrenas con protección al calibre  Sistemas de rodamiento sellados con adecuaciones para difusión de calor.  Cortadores térmicamente estables, en caso de barrenas PDC

Las funciones básicas y habilidades que deben reunir los arreglos de preventores para pbb son:  Disponer de elementos de sello redundantes en el arreglo, para garantizar la seguridad.  Permitir el paso de todos los elementos que integran la sarta de perforación  Permitir el cambio de elementos de sello garantizando la hermeticidad del pozo 101

 Permitir igualar presión y desfogar entre las diferentes secciones del arreglo

18. GENERALIDADES DE LA TUBERIA

Figura 26: partes de la sarta. (Anexos pagina: 152)

existen muchos componentes que hacen parte de la sarta de perforación, como se muestra en esta gráfica. tubería de perforación “drill pipe” (dp).

Figura 27: Tuberia de perforación dril pipe . (Anexos pagina: 152 )

102

La tubería de perforación “drill pipe” es bastante fuerte, aunque relativamente liviana. Los miembros de la cuadrilla conectan la sarta de drill pipe a un top drive o a la kelly. El drill pipe conforma la parte superior de la sarta de perforación “drill string”. Usualmente la tubería de perforación rota, lo cual hace que la broca también rote. Cada sección de drill pipe se denomina junta “joint”. los miembros de la cuadrilla conectan o enroscan varias juntas de drill pipe colocándolas dentro del hueco

medida

que

broca

rota.

Especificaciones del drill pipe. La tubería de perforación “drill pipe” al igual que otros tubulares, puede ser especificada

acuerdo

con

las

siguientes

características:

1. diámetro “diameter”. 2. grado o resistencia “grades or strength”. 3. peso “weight”. 4. longitud “length”.

El diámetro “diameter”, peso “weight” y la resistencia “strength” usados dependen del tamaño del hueco, la profundidad del hueco y las propiedades del pozo.

En los libros o tally de tubería que se llevan en los taladros aparecen estas especificaciones. La tubería de perforación “drill pipe” usualmente se puede conseguir en tres rangos de longitud:

103

rango “range”

longitud “length” pies “feet”

metros “meters”

rango uno “range one”

18 - 22

5.5 – 6.7

rango dos “range two”

27 - 30

8.2 – 9.1

rango tres “range three”

38 - 45

11.6 – 13.7

El rango más común es el dos: 27 –30 ft (8.2 – 9.1 m).

Ya que el pozo puede tener una profundidad de miles de pies, los miembros de la cuadrilla

pueden

tener

que

conectar

cientos

juntas

drill

pipe.

El diámetro del drill pipe puede ser tan pequeño como 2 3/8” (60.3 mm). Este tamaño de drill pipe pesa 4.85 #/ft (7.22 kg/m). El drill pipe puede tener un diámetro tan grande como 6 5/8” (168.3 mm). Este tipo de drill pipe pesa 27.60 #/ft (41.21 kg/m). Sin embargo, el drill pipe de 5” (127 mm) es

uno

los

más

comunes.

Pesa

#/ft

(9.01

kg/m).

Normal drill pipe grades are: (los tamaños normales de DRILL PIPE SON:) 1. E75. 2. X95. 3. G105. 4. S135. S135 is the strongest. Es el más fuerte.

104

Figura 28: CAJA Y PIN “BOX AND PIN”. (Anexos pagina: 152 )

Figura 29: Drill pipe pin (Anexos pagina: 152 )

105

La cuadrilla de perforación conecta el drill pipe usando las roscas que se encuentran en cada extremo de la tubería, las cuales se denominan tool joints.

Figura 30: Tubos de la Drill pipe (Anexos pagina: 152 )

El tool joint hembra es la caja “box”. El tool joint macho es el pin del drill pipe. Las uniones de tubería o tool joints pueden ser de varios tamaños y tipos.

18.1. CONEXIÓN DE DRILL PIPE.

Figura 31: conexión Drill pipe (Anexos pagina: 152 )

106

Los tool joint son resistentes ya que la cuadrilla conecta y desconecta juntas o paradas de tubería una y otra vez a medida que se desarrolla la perforación.

Figura 32: conectores de los tool joint (Anexos pagina: 152)

Pero ellos deben ser muy cuidadosos para no dañar estas uniones. Un manejo y cuidado apropiados del drill pipe y de otras herramientas usadas en el campo petrolero puede prevenir futuros problemas de corrosión durante la vida del pozo. La tubería debe limpiarse y ser sometida a mantenimiento regularmente. Usualmente se lleva a cabo una inspección de luz negra usando partículas magnéticas húmedas y AC Joke, cada seis meses.

107

heavy weight drill pipe (hwdp).

Figura 33: tubería de heavy Weight y Drill pipe (Anexos pagina: 152)

La cuadrilla conecta HWDP en la sarta por debajo del drill pipe. El HWDP también se conoce como Heavy Weight Drill Pipe, o Heavy Wate, Su posición en la sarta está entre el Drill Pipe y los Drill Collars. El HWDP se usa para suministrar una zona de transición entre el DP, más liviano, y el DC, el cual es rígido y pesado.

Figura 34: tubería de heavy Weight (Anexos pagina: 152)

108

El uso de Heavy Walled Drill Pipe reduce la fatiga que los Drill Collars provocan en la sarta. Como resultado, el Heavy Weight reduce el estrés en el drill pipe.

Figura 35: heavy Weight y Drill pipe (Anexos pagina: 152)

También ayudan a mantener el DP en tensión, y le dan peso a la broca, al igual que lo hacen los DC, especialmente en perforación direccional.

Figura 36: tubería de heavy Weight y Drill pipe en la torre (Anexos pagina: 152)

109

El Heavy Weight Drill Pipe tiene paredes más gruesas y tool joints más largas que el drill pipe. También tiene un wear pad en el centro del cuerpo para disminuir el contacto con las paredes del pozo

Figura 37: conexión de tuberia heavy weight (Anexos pagina: 152 )

110

Los tool joint más largos reducen el desgaste en el cuerpo del HWDP. Ellos mantienen

cuerpo

del

tubo

alejado

las

paredes

del

hueco.

0 HWDP EN ESPIRAL.

Figura 38: tuberia de heavy weight y Drill pipe en espiral (Anexos pagina: 152 )

Posee estrías en espiral en el cuerpo del tubo. El HWDP regular no tiene estrías, el spiral HWDP no tiene wear pad.

Figura 39: tuberia de heavy weight y Drill pipe en espiral sin estrías (Anexos pagina: 152 )

111

Cuando el espiral HWDP hace contacto con las paredes del hueco, solo una pequeña parte del cuerpo del tubo las toca. De hecho, solo el área que hay entre las estrías lo hace. Las estrías no tocan las paredes del pozo, reduciendo el área de contacto. Al reducir el área de contacto, disminuye el riesgo de que la tubería se pegue.

Figura 40: tuberia en la planchada (Anexos pagina: 152 )

18.2 COLLARES DE PERFORACIÓN “DRILL COLLARS” (DC).

Figura 41: collares de perforación “drill collars” (DC). (Anexos pagina: 152 )

112

Los drill collars van en la parte inferior de la sarta. Los drill collars tienen paredes gruesas, y son muy pesados. Ellos colocan peso sobre la broca para hacer que los cortadores de la misma perforen la formación, y también mantienen el drill pipe en tensión.

El diámetro de los drill collars oscila entre 3 y 12 pulgadas (76.2 a 304.8 mm). Su peso varía entre 650 y 11500 lbs (300 a 5100 Kg). Un drill collar de 6 pulgadas pesa alrededor de 2700 libras (1225 Kg). Ya que la cuadrilla usualmente instala varios drill collars, es evidente que la broca requiere bastante peso para perforar adecuadamente. La cantidad de peso depende del tipo de formación y del tamaño o tipo de broca, puede tratarse de varios miles de libras.

La longitud de los DC normalmente es de 30 a 31 pies (9.5 m) ,y tienen una conexión hembra con rosca en un extremo (caja) y un pin con rosca en el otro.

Es interesante ver que en el negocio de la perforación, el diámetro de los tubos y de los pozos casi siempre se denota en pulgadas, pero las longitudes se miden en pies o metros.

drill collars lisos y en espiral.

Figura 42: drill collars lisos y en espiral (Anexos pagina152:)

113

Algunos drill collars son lisos, otros tienen estrías en forma de espiral.

Los DC lisos se usan bajo condiciones normales. Los DC con espiral se usan cuando

existe

posibilidad

que

tubería

pegue

Los drill collars de gran diámetro tienen casi el mismo que el del pozo; bajo ciertas circunstancias ellos pueden hacer contacto con las paredes del pozo y pegarse.

Figura 43: espiral croove (Anexos pagina: 152)

Los espirales en el exterior de los DC previenen que se peguen con las paredes del pozo, al reducir el área de contacto. 18.3 CROSSOVERS “CROSSOVER SUBSTITUTES

Figura 44: Crossover (Anexos pagina: 152

114

Van en la sarta de perforación entre el DP y los DC, y en otros puntos. El crossover tiene roscas especiales en la caja y en el pin. Los fabricantes los diseñan para unir partes de la sarta de perforación que tienen roscas de diferente diseño. Por ejemplo, el pin de un DP puede no enroscar directamente en la caja de un DC, por ello la cuadrilla coloca un crossover en la última junta de drill pipe, donde se une con la primera junta de drill collar.

Figura 45: Tipos de crossover (Anexos pagina152:

Las roscas del crossover encajan con las del pin del DP, permitiendo a la cuadrilla unir la sarta de DP con la de DC. 18.4. RIMADORES Y ESTABILIZADORES “REAMERS AND STABILIZERS”.

La cuadrilla frecuentemente conecta reamers y estabilizadores a la sarta de drill collars. Por lo general colocan uno o más en varios puntos en dicha sarta.

La diferencia entre un estabilizador y un near bit; es que el near bit no tiene pin en ninguno de sus extremos, mientras que el estabilizador tiene un pin y una caja. El near bit tiene dos cajas, en una de ellas se enrosca el pin de la broca y en la otra el

drill

collar

una

115

herramienta

que

encima.

Figura46: Reamers and stabilizers (Anexos pagina: 152

Los reamers y los estabilizadores mantienen los drill collars lejos de las paredes del hueco para prevenir el desgaste, y aĂşn mĂĄs importante, ayudan a guiar la broca para que perfore en la direcciĂłn deseada. Los reamers tienen cortadores que cortan la roca al contacto con ella. Los estabilizadores tienen cuchillas que tocan la pared del hueco, pero no la cortan.

116

18.5

ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO “BOTTOM HOLE ASSEMBLY”

(BHA). La porción inferior de la sarta de perforación se conoce como BHA, e incluye: a) La broca “bit”. b) Los collares de perforación “drill collars”. c) Estabilizadores “stabilizers” o rimadores “reamers”. d) Heavy Weight Drill Pipe (HWDP).

Figura47: Brocas (Anexos pagina: 152)

Los miembros de la cuadrilla llaman a esta parte de la sarta Ensamblaje de Fondo de Pozo (BHA). Ellos pueden conectar diferentes BHA, lo cual depende del tipo de formación, de si el equipo está perforando un hueco vertical o direccional, etc.

117

Figura48: la planchada (Anexos pagina:152)

18.6.. BURROS DE TUBERÍA “PIPE RACKS”.

Los pipe racks no son parte de la sarta de perforación, pero juegan un papel importante como soporte. La cuadrilla no puede colocar el DP y los DC sobre el piso ya que el polvo y tierra los dañarían, por ello los ubican sobre los pipe racks. Ellos también inspeccionan la tubería sobre los pipe racks.

118

19. OPERACIONES BASICAS DE FACTURAMIENTO

El factura miento es una técnica para estimular la producción de los pozos productores y ha gran utilización en la industria petrolera.

La estimulación de pozos en una operación de facturamiento se hace mediante la inyección

de un fluido fracturarte inyectado a la alta presión en la zona a

estimular para inducir facturas naturales que mejoren la permeabilidad y por ende la productividad del pozo.

En este proceso, el fluido facturan té se inyecta por la tubería

a tasas más

elevadas de las que normalmente podían soportar la matriz del yacimiento. La rápida inyección produce un aumento en la presión del hoyo hasta que esta llega a un nivel suficientemente alto que sobrepasa la resistencia normal de la roca la cual sede, formándose una fractura en la formación de productora.

Una vez que se ha logrado la fractura, es necesario mantener la permeabilidad de la factura, para lo cual se inyecta un agente sostenedor y granular y que soporte los esfuerzos comprensivos posteriores al trabajo ejecutado para que mantenga abierta la factura.

19.1. CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS FRACTURANTES.

La composición del fluido para fracturar, fases liquidas + aditivos + sólidos soportantes, son de especial importancia en el éxito del tratamiento.

FLUIDOS: Agua con reductor de ficción, agua gelatinosa, súper geles, poli emulsiones, petróleo viscoso. Se debe tener cuidado de no utilizar en formaciones que contengan arcillas que pueden hincharse con el contacto con el agua.

119

POLIEMULCIONES: son fluidos hechos por medio de emulsiones de petróleo y agua tratada. Puede ser más económica que el agua gelificada.

PETROLEOS VISCOSOS Y VISCOSIFICADOS: muy útiles en formaciones sensibles al agua.

FROZAMIENTO CON ARENA Y PETROLEOS FAP Estas técnicas consisten en bombear una mezcla de arena y petróleo a una formación: generalmente se utiliza en formaciones poco consolidadas.

La arena con el petróleo desplazan los granos de arena fina de las cercanías del pozo. Esta técnica de colocar arena de granos gruesos y desplazar los granos de arena fina de las paredes del pozo, puede aumentar la permeabilidad y mejorar la productividad del pozo. Los fluidos de fracturamiento deben tener las siguientes características o propiedades.  Control de pérdida de fluidos: es una propiedad muy importante ya que el fluido que dentro en las fractura deben tener un efecto de acuña miento y mantenerse por un tiempo en la formación. en su diseño deben considerarse las propiedades del yacimiento y las características del fluido.  Baja perdida de fricción tubular: indispensable minimizar la caída de presión por fricción a través de las tuberías con el fin de optimizar la fuerza del bombeo, según los fluidos se comporten en flujos newtoniano o no newtoniano.  Alta capacidad de carga del material sólido: el fluido fracturante no solamente debe crear fracturas sino debe suspender los agentes soportantes y llevarlos hasta la fractura. La velocidad del asentamiento del material sólido de pende del diámetro de las partículas de la densidad y viscosidad del fluido soportante.

120

 Bajos daños del a permeabilidad de la formación: los adictivos utilizados pueden producir daños en la formación debido a la presencia de sustancias incompatibles con la formación.  Baja costos: Comparar volumen y costo por unidad de fractura para medir la eficacia del fluido fracturado.  Seguro y fácil de manejar.

19.2. TIPOS DE FLUIDOS PARA FRACTURAMIENTOS.

Fluidos en base de agua: Agua sola, agua con reductores de ficción, agua bis cosificada, súper geles.

19.3. ESTIMULACIONES DE POZO ACIDIFICACION.

El objetivo primordial de la estimulación de posos mediante la acidificación es remover el daño de la formación que está afectando la productividad de los pozos para aumentar la permeabilidad

por disolución de materiales que taponan la

formación.

Esta operación consiste en inyectar un ácido determinante con posición en la región cercana a las paredes del pozo

a presiones controladas para evitar

fracturamientos de las rocas productoras.

Si el problema es de bajar permeabilidad de la formación, es recomendable hacer trabajos de fracturamientos.

19.4. METODOS DE ACIDIFICACION.

Según el tipo de daño que se presente en los resultados que se esperan lograr se define el tipo de trabajo de acidificación más indicado al problema que se presenta en el poso bien sea: 121

 Acidificación de la matriz  Fracturamientos con acido  Lavado con acido.

Acidificación de la matriz: Este método consiste en inyectar acido a la formación o a presiones por debajo de la presión de fracturas, pero logrando una penetración radial y un informe del acido dentro de la formación.

El fenómeno que se espera que se produzca con este trabajo, es un aumento de permeabilidad ya sea por ensanchamiento de los poros o por disolución de las partículas que se encuentran obstruyendo

los canales de las rocas porosas. Es

te método de acidificación, es útil en el ayazamientos con estratos interyacentes de lutita u otros limites de zonas naturales y prevenir producción excesiva de agua y gases.

Fracturamientos con acido: A diferencia del método anterior, en este método de acidificación, la inyección del acido a la formación hace a presiones altas para lograr fracturar la formación. Es útil en formaciones de carbonatos para facilitar la canalización del fluido a través de la fractura. Este método consiste en inyectar por la tubería la producción o por el revestimiento un fluido colcho seguido de un acido ha tasa mayores que

aquellas

que la matriz del yacimiento está en

condiciones de aceptar hasta superar las resistencias a la tensión de la roca, de esta forma se induce una fractura y la formación productora.

Su objetivo básico es aumentar la permeabilidad de la formación productora y permite mayor flujo de petróleo hacia el poso productor. Lobado con acido: se usan para mover escamas acidas solubles o para destapar perforaciones. La técnica consiste en colocar el acido en la posición deseada frente a la zona de interés y dejar un tiempo para que sea absorbido por la formación.

122

Estos trabajos de acidificación, además de utilizarse para remover daños e formación, también se utilizan para remover emulsiones o bloqueos causados por el agua.

19.5. TIPOS DE ACIDOS UTILIZADOS.

La estimulación efectiva requiere una selección apropiada del tipo de acido a utilizar y una aplicación correcta de las técnicas de acidificación.

Los ácidos pueden clasificarse; Mas permeables y desviando el acido hacia las zonas menos permeables.

19.6. SELECCIÓN DEL TIPO DE TRATAMIENTO ACIDO.

Se deben considerar varios factores en la selección del tipo de tratamiento acido, bien sea la acidificación de matriz o fracturamientos. Lo ideal es tener todos los datos del pozo a la mano, establecer el tipo de daño existente y definir con qué tipo de tratamiento acido se puede corregir.

La acidificación de la matriz se puede utilizar para: corregir daños de formación tanto en calizas como en areniscas. También se pueden acidificar formaciones no dañadas para aumentar la productividad.

Se utiliza cuando existe el peligro de que al inducir una fractura, se pueda acelerar o inducir la producción de agua o gas

de las zonas vecinas o las zonas

productoras de aceite. En un trabajo de estimulación con acido clorhídrico “HCL” se puede diferenciar las siguientes etapas:

123

 Etapa de pre flujo de HCL. Su objetivo es que el contacto del acido con la arena productora haga redacción con los componentes y genere precipitados insoluble.  Etapa de tratamiento principal con HCL, HF. El acido fluorhídrico HF, disuelve la mayoría de los minerales “cuarzos feldespatos, arcillas” y los productores de estas pueden ser precipitados por las reacciones químicas condiciones termodinámicas que se presentan en dicha reacción  Ácidos minerales: clorhídricos, fluorhídricos  Ácidos orgánicos: fórmicos acético  Ácidos pulverizados: sulfa micos, cloro acético.  Mezclas acidas hibridas acético hídrico o formación clorhídrico.

19.7. ADITIVOS PARA ACIDOS

En la ejecución de trabajos

de acidificación se requiere agregar aditivos los

cuales cumplen funciones diferentes para cada caso.  Inhibidores de corrosión: son materiales que cubren las superficies

metal y forman una barrera entre el acido y la tubería metálica del pozo. La eficiencia de los inhibidores disminuye con el aumento la temperatura y tiene una duración limitada. Conocido el tipo de concentración de acido a utilizar, la temperatura máxima y el tiempo previsto del contacto con la tubería y el tipo de metal expuesto, se puede utilizar la información existente en el mercado para determinar el tipo de concentración de hibidores a utilizar.  Surfactantes: son químicos que se emplean para evitar

emulsiones y

sedimentos, así como para disminuir la tasa de redacción del acido.  Agentes de gelatinización: se utilizan tanto para reducir la fricción en la tubería y retardar la tasa de redacción de acido. 124

 Agentes divergentes: materiales utilizados para lograr una estimulación más uniforme. Actúan taponando las vías de flujo. 19.8. OBJETIVOS DEL TRATAMIENTO ACIDO.

El tratamiento acido se utiliza para eliminar daños de formación.

Generalmente se utilizan una mezcla de acido clorhídrico, fluorhídrico, para acidificar matrices de arenisca. La mezcla se prepara añadiendo bifluoruro de amonio, cristalino a una producción del 15% de acido clorhídrico para convertir parte del acido cloro hídrico en fluorhídrico.

La técnica de acidificación se realiza en tres etapas:

Prelavado: el HCL, reacciona primero con minerales carbonosos de la roca y desplaza el agua innata para que los iones de sodio no estén presente cuando el acido fluorhídrico reaccione con el bióxido de cilicio, eliminando la precipitación del fluorcilicato de sodio que pueda taponar los poros.

Tratamiento con acido propiamente dicho: en esta etapa se realizan la mayoría de las limpiezas de la formación.

El pos lavado: Generalmente se hace con gas oíl que contiene el 100%% de solvente mutuo y surfactante.

125

20. WELL CONTROL SCHOOL 20.1. POZO HORIZONTE

126

Prueba de integridad/admisi贸n o fractura peso de lodo Durante la- 9.1 ppg Prueba de integridad o admisi贸n o Fractura presi贸n de prueba 815 psi Profundidad de prueba (zapato o zona d茅bil) tvd-3.120 pies 80 stk/min Eficiencia = 90%

Profundidad de pozo tvd-6.721 pie md-6.783 pie

la primera fase fue perforada a 3109 ft con una sarta normal:

1. 2. 3. 4.

drill pipe drill collars bit sub bit =12 1/4

sarta normal

Bajamos revestimiento a 3109 ft

1. collar flotador 2. junta de revestimiento 3. zapato guia

colocamos centralizadores 127

Bombear cemento Colocar tapon de desplazamiento Tomamos registros de caliper para tomar el diámetro del hueco. Colocamos la preventora encima del casing head. Luego perforamos de 20 ft máximo 100 ft hacemos prueba de integridad (leak oft test) perforar hasta 6783 ft sacamos tubería y tomamos registros eléctricos luego bajamos revestimiento.

1. collar flotador 2. junta de revestimiento 3. zapato guía

colocamos centralizadores

VOLUMEN ANULAR

RESULTADO DE LA RESTA DE LA PROFUNDIDAD TOTAL Y PROFUNDIDAD DE LA PRIMERA FASE

0.7080 FT3/FT X 3283 FT = 2324.3 FT3 TABLAS DE HALI BURTON VOLUMEN CASING HOLE

A LA PROFUNDIDAD TOTAL SE LE DESCUENTAN 40 PIES DEL ZAPATO

DESPLAZAMIENTO

0.0136 BBLS/FT X 6743 FT = 91.7 BBLS

128

HALI BURTONN EN CAPACIDAD DEL CASING

129

130

Volumen interno del pozo = v1 + v2 89.5 bbls + 4.28 bbls =93.78 bbls

V1 = V2 =

Calcular capacidad del CSG, DP y DC

casing

12.415

0.1497

6.71

o.83

1.2

6.25

0.16

DP 3.826

0.0142

70.42

0.079

12.65

0.596

0.001

DC 3

0.008

125

0.0448

22.32

1.88

0.53

Formulas de las anteriores

=6.71

0.1497 * 5.6 =0.83 0.079

0.1497* 42gls=6.25

5 5.6=0.

0448

131

12.6 0.0142* 42gls=0.596 0.008*42gls =1.88

0. 001 0.5 3

NUMEROS DE ESTROKES PARA TENER ENSUPERFICIE EL GAS.

Nº STK = VOLUMEN ANULAR ÷ SALIDA A LA BOMBA

Nº STK = 229.8 BBLS ÷ 0.143 BBLS/ STK = 1606.9 STK

= 1606.9 STK ÷ 80 STK/ MIN. = 20 MIN.

velocidad del lodo

( DH)2 – (D TUBO)2 X LA VELOCIDAD FT/MIN.= GPM 24.5

VEL 80 STK/MIN X 0.143 BBLS/STK = 11.44 BBLS/MIN

EFFIE = 11.44 BBLS/MIN X 0.9 % = 10.29 BBLS/MIN

10.29 BBLS/MIN X 42 GLS/BBLS = 342.4 GLS/MIN

VELOCIDAD DEL LODO FRENTE AL CASING



(121/4)2-(13 3/8)2 X 290 FT/MIN ÷ 24.5 =

 (50.6 – 178.89)X 290FT ÷ 24.5 = 2111.3 GLS/MIN ÷ 42 GLS /BBLS =50.27 BBLS/MIN

132



VEL FT/ MIN = 24.5 X 342.4 GLS ÷ (121/4)2-(133/8)2



VEL FT/ MIN = 88.8 GLS/MIN ÷ 28.83 = 290

VELOCIDAD DEL LODO FRENTE A LA DP

1. (121/4)2-(4 ½)2 X 64 FT/MIN ÷ 24.5 = 2.

150.6 – 20.25 X 64 FT/MIN ÷ 24.5 = 339BBLS/ ÷ 42GLS/BBLS = 8.07 BBLS



VEL FT/ MIN = 24.5 X 342.4 GLS/MIN ÷ (121/4)2-(4 ½)2



VEL FT/ MIN = 8388.8GLS/MIN ÷ (50.6 – 20.25)= 64 FT/MIN

VELOCIDAD DEL LODO FRENTE A LOS DC 1. (121/4)2-(91/2)2 X 140 FT/MIN ÷ 24.5 = 2. (50.6 – 90.25 ) X 140 FT/MIN ÷ 24.5 = 341GLS/MIN ÷ 42 GLS/BBLS = 8.13 BBS/MIN  VEL FT/ MIN = 24.5 X 342.4 GLS/MIN ÷ (121/4)2-(91/2)2 = 

VEL FT/ MIN = 8388.8GLS/MIN ÷

(50.6 – 90.25 ) = 140 FT/MIN

133

134

21 MARCO CONCEPTUAL

Tradicionalmente, el aprendizaje ha estado asociada a la calidad educativa y a su vez, ésta orienta las políticas evaluativas de acuerdo a lo que el sistema educativo, la institución o el docente conciben como calidad de los resultados alcanzados a través del trascurso del tiempo, la responsabilidad de evaluar ha estado en cabeza de instituciones y maestros como responsables de la enseñanza ante sociedad.

Por ende, muchos de los resultados expresados en procesos de aprendizaje miden la calidad desde patrones de homogeneidad. Pareciera que se convoca con más frecuencia a la unidad de criterios que a la discusión sobre las diferencias; por esto, la necesidad de incentivar en los estudiantes el hábito de investigar en donde no se detallen solamente en los resultados sino en el proceso o desempeño que lleva el estudiante

frente a diversas

temáticas y actividades que se le

propongan durante los estudios realizados en el instituto de Coinspetrol.

135

22.MARCO LEGAL

El trabajo investigado requiere de un soporte legal el cual permite llevar a cabo el proyecto, de esta forma se tienen en cuenta algunas leyes vigentes como son la constitución política de Colombia, la ley general de educación 115 del 1994.

Constitución política de Colombia: teniendo en cuenta la constitución política de Colombia la cual fue reformada en el año 1991 y presentada el 4 de julio del mismo año por el presidente de la república doctor cesar Gaviria Trujillo, y haciendo uso de sus facultades constitucionales y legales,189 de l constitución política de Colombia.

DECRETA 

ARTÍCULO 4: las instituciones de educación superior que ofrezcan el programa de investigación formativa deben tener en cuenta:



los cambios físicos y psicológicos que se dan el

desarrollo de los

estudiantes y jóvenes en relación al aprendizaje al igual las bases conceptúales y prácticas en profundización a nuevas teorías, enfoques, modelos y metodologías o estrategias. 

LEY 115 DE 1994 (Ley general de educación): según la ley general de educación se han dado algunos cambios mas significativos y propuestos en la reforma educativa en la evaluación, artículo que lo confieren es el siguiente:



ARTÍCULO 80: La evaluación en la educación es una parte fundamental ya que se debe evaluar la calidad de la enseñanza la cual permite el desempeño profesional del docente y directivos, al igual los logros de los estudiantes en su eficacia, con el refuerzo de otros artículos que conllevan 136

al mejoramiento de la educación. 

ARTÍCULO 13: lleva al reconocimiento de los docentes y estudiantes en cuanto al mejoramiento a la educación y el desempeño de los estudiantes en el campo laboral.

137

23.

MARCO HISTORICO

LOGOTIPO DEL INSTITUTO DE COINSPETROL

138

QUIENES SOMOS

COINSPETROL LTDA. Es una pujante empresa nacida en Junio de 2005, Entre otras actividades, como una alternativa de Educación Técnica, en las actividades propias del Sector de Hidrocarburos, son de nuestra Competencia, la asesoría, consultoría, suministros,

La capacitación, el entrenamiento, y la formación de técnicos laborales basados en la seriedad, el compromiso, la experiencia, el cumplimiento y apoyados en un excelente, moderno y pertinente

diseño de programas, y de expertos

profesionales con una organización tanto administrativa como académica, técnica y operativa,

COINSPETROL LTDA. Ha posicionado sus técnicos, con un alto nivel de competitividad y reconocimiento en el medio. MISION La corporación institucional del petróleo limitada “COINSPETROL” forma integralmente las personas que las constituyen, en los campos de las técnicas en las actividades propias de la industria del petróleo, las ciencias y las humanidades de educación para el trabajo y el desarrollo humano en un ambiente activo y flexible de aprendizaje.

Como comunidad estudiantil valora el respecto a la diversidad y la liberta dentro de un ambiente de pluralismo ideológico y de excelencia académica fundamento de

constitución

una

nueva

sociedad.

Es una empresa de carácter nacional, descentralizada y abierta al mundo que 139

presta servicios y forma personas con alta competencia y comprometidas con el desarrollo integral de su comunidad, por medio de los programas técnicos, contribuyendo al bienestar de la población y al crecimiento económico y social de Colombia. VISIÓN La corporación institucional del petróleo limitada “COISPETROL” propende ser una institución reconocida por la ciudad de sus técnicos, profesionales, de excelencia educativa en la formación integral de las personas, por la calidad de sus servicios educativos con liderazgo ético, científico, empresarial y social al servicio del país.

Estará conformada por un grupo humano capacitado, creativo y participativo, integrado de una estructura organizacional, flexible y adaptativa al cambio. Al ser consistente de su relación con el sector petrolero, con la región y la nación es el punto de referencia en el dominio del campo del conocimiento y de las competencias laborales en busca de la excelencia académica y del desarrollo industrial con talento humano de probadas capacidades y calidades.

Ejerce el liderazgo en programas y procesos de integración a la comunidad, los sectores productivos y el gobierno, para contribuir al desarrollo sostenible, tener capacidad investigativa que le permita ser la institución con mayor conocimiento sobre los programas brindados en Colombia y el mundo.

140

PRINCIPIOS INSTITUCIONALES

Consecuente con el objeto social que tiene como institución de educación no formal, la CORPORACIÓN ordena su hacer con base a la institución en los siguientes principios generales.

Éticos: la CORPORACION estará orientada por principios morales y éticos, los cuales

comprometen

todos

los

integrantes,

institución.

Universalidad: la CORPORACION estará abierta a los desarrollos, diversidad y publicidad del pensamiento universal, sin censuras ni dogmatismo. La institución mantendrá su posición neutral ideológica, salvo que los comprometan con valores y

principios

universalmente

validos.

Autonomía: para el cumplimiento de su objeto social, el instituto mantendrá independencia política y social, solamente sobre este fundamento el instituto, de acuerdo a al ley, expendiera sus normas, tomara sus decisiones y desarrollara su actividades.

Democracia: las gestiones y convenios que realice la institución con el sector gubernamental y privado, permitirá a la institución extender sin excepción a toda y cada una de las personas que deseen integrar la comunidad estudiantil de la CORPORACION o a la educación, respetando las creencias, razas, condiciones sociales etc.

141

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Que el estudiante de LA CORPORACION INSTITUCIONAL DEL PETROLEO “COINSPETROL” sea reconocida en el medio nacional e internacional por su medio de formación técnica laboral y por sus calidades humanas, impulsando actividades en las cuales la comunidad académica puede mostrar sus principios, programas, logros y avances investigativos en el contexto académico del país. OBJETIVOS ESPECIFICOS Impulsar las capacidades del estudiante hacia la búsqueda de la excelencia académica, dinamizando una red de apoyo que involucre a estudiantes y docentes en actividades de seguimiento y soporte al proceso formativo. Desarrollar una interacción con sectores empresariales, gubernamentales y académicos, de carácter regional nacional e internacional. Establecer alianzas estratégicas y convenios con entidades del sector privado y público para la oferta de los servicios propios de la industria del petróleo. Contraer personal académico y administrativo de mayor experiencia e idoneidad. Desarrollar

programas

investigación

que

satisfagan

las

verdaderas

necesidades de la región. Preservar la excelencia en sus procesos de enseñanza y aprendizaje, investigación y proyección social. Diseñar programas para obtención de recursos propios, mediante presentación de proyectos a entes públicos y privados del orden regional nacional e internacional.

142

INFORMACION GENERAL

El contenido del programa está dirigido a la operación de la perforación de pozos de petróleo y el completamiento de pozos de petróleo. Duración de 4 semestres (2000 horas) distribuidas en una etapa lectiva de 1340 horas y una etapa productiva de 660 horas.

Objetivo: El programa es de certificación de las competencias del personal para responder ante las actividades diarias que se realizan durante las operaciones de perforación y completamiento, y responder ante una situación especial durante el desarrollo de dichas operaciones.

Dirigido a: El programa está dirigido a capacitar todo el personal sin experiencia relacionada con las operaciones de perforación o completamiento de pozos con niveles desde supervisor hasta la posición de obreros de taladro y para los profesionales ingenieros de otras carreras o personal de experiencia (empírico).

Contenido: El programa revisa los conceptos de las actividades propias de la industria del petróleo, geología, brocas, equipos y herramientas de perforación, presiones, fluidos de perforación, Equipos de superficie (sistemas de potencia, sistema circulatorio, sistema de control de sólidos, sistemas de generación eléctrica, etc.), teorías y diseños sobre revestimientos y sartas de perforación, teorías y diseños sobre actividades y eventos especiales durante la perforación, control de pozos, actividades y operaciones durante la perforación (Registros eléctricos, Cementaciones, Revestimientos, Desviaciones, Cañoneos, Pegas de tubería, Swabeos y Surgencias, Control de sólidos, etc.) Normas de seguridad, conocer los procedimientos de desempeño seguro, Salud Ocupacional, técnicas de rescate y primeros auxilios en forma teórica y práctica, Matemáticas aplicadas, Ingles técnico, manejo de manuales, documentos y catálogos sobre la industria y la técnica especifica, funciones de las cuadrillas de perforación.

143

TÉCNICAS QUE OFRECE EL INSTITUTO o Escuela técnica de capacitación o Cursos especializadas seminarios o Diplomados o Asesorías y consultorías escuela de perforación o Producción técnica industrial o Técnica ambiental o Seguridad industrial o seguridad ambiental o perforación o técnica en perforación o control de sólidos o explotación sísmica o perforación producción o reacondicionamiento de pozos o técnica estaciones de bombeo y de oleoductos. o proceso de refinación o administración o secretariados estado de servicios de idiomas

144

24. ASPECTOS METODOLÓGICO

frente a diversas

temáticas y actividades que se le

propongan durante los estudios realizados en el instituto de Coinspetrol.

145

25. METODO DE INVESTIGACION

En el trabajo de investigación y su influencia en el desarrollo del aprendizaje con los estudiantes del instituto de Coinspetrol; se manejo el método cualitativo, porque demuestra las cualidades o reflejos donde está dirigida la investigación; es decir, se pone en juego el saber con el saber hacer en un determinado contexto. 

Aunque cabe resaltar que presenta aspectos cuantitativos porque permite determinar en qué nivel de conocimientos esta el estudiante, es decir qué cantidad de información posee este y en qué capacidad esta para ponerla en práctica.

ENFOQUE INVESTIGATIVO

INTERÉS EMANCIPATORIO: es un interés humano, básico para la economía racional y la libertad, que se traduce en exigir las condiciones intelectuales y materiales dentro de las cuales puedan darse comunicaciones, e interacciones no alienadas. Este interés emancipa torio exige el cambio, la transformación, la autonomía racional y liberadora del hombre a expresar sus puntos de vista y conocimiento de la temática y el permitir las críticas constructivas las ideología.

LINEA DE INVESTIGACIÓN

En este proyecto monográfico sobre el manual de técnicas de perforación de pozos y su influencia en el desarrollo de léxico en los estudiantes de instituto de Coinspetrol; la identifica con la línea de la pedagogía, cuyo tópico la investigación acción.

146

TIPO DE INVESTIGACIÓN

Para poder llevar a cabo la ejecución del proyecto se basado en la Investigación Acción (IA), pues se cree que es la más nata para tener un mejor acercamiento al conocimiento de los estudiantes del instituto de Coinspetrol.

Además este es un enfoque investigativo colectivo que se caracteriza porque permite

participación

reflexiva,

involucra

convirtiéndola en la receptora de la acción o cambio.

147

comunidad

educativa

26. CONCLUSIONES

En conclusión se pudo establecer la influencia que tienen las prácticas evaluativas que utilizan los docentes en el desarrollo de una investigación que transcienda hacia el mejoramiento del proceso de enseñanza aprendizaje que se refleje en mejores resultados de los estudiantes, logrado a través de las actividades programadas y con ayuda de la información recolectada.  Al obtener los resultados estos fueron socializados a los doctores del jurado del instituto de COINSPETROL, resultados obtenidos en discursos realizados por el instituto, con el fin de proponer planes de mejoramiento que incidan en los resultados para darle soporté a la investigación.

148

27. IMPACTO ESPERADO

 Concientizar a los docentes sobre la importancia de las prácticas Se espera que este proyecto trascienda a todos los grados del instituto Se pretende que no solo se presente que las prácticas evaluativas influyen en el desarrollo del aprendizaje si no que también en las demás áreas del conocimiento.

149

BIBLIOGRAFIA

Información técnica del petróleo - Componentes de la Sarta En los libros o tally de tubería que se llevan en los taladros aparecen estas especificaciones. La tubería de perforación “Drill pipe” usualmente se puede... www.infopetroleo.com/index.php?...id...

http://www.google.com.co/search?hl=es&q=tally+de+tuberia&meta=&aq=null&oq= Química orgánica I - a knol by Jorge Luis Breña Oré Ir a GÉNESIS Y EXPLORACIÓN: El petróleo es un mineral combustible líquido y que se encuentra en la envoltura sedimentaria de la tierra. ... knol.google.com/k/química-orgánica-i - En caché

http://www.google.com.co/search?hl=es&q=G%C3%89NESIS+Y+EXPLORACI%C 3%93N&meta=&aq=f&oq= Componentes Del Taladro Componentes Del Taladro - Presentación Transcript. INTRODUCCION AL PETROLEO COMPONENTES

http://www.google.com.co/search?hl=es&q=Componentes+Del+Taladro++Presentation+Transcript&meta=&aq=null&oq= BlogAchji: Educación y Tecnología.: Técnicas de Perforación ... 12 Jun. 2009 ... Técnicas de Perforación Direccional. RECONOCIMIENTO DE LAS HERRAMIENTAS DIRECCIONALES. La perforación direccional es sin duda uno de los más.achjij.blogspot.com/.../perforación

http://www.google.com.co/search?hl=es&q=Tecnicas+de+Perforaci%C3%B3n+Dir eccional+&meta=&aq=f&oq= Perforación Dentro de los mayores beneficios del CTD (Coiled Tubing Drill), se encuentra la habilidad de perforar bajo

150

http://www.google.com.co/search?hl=es&ei=apQNS63OH9KPlAfSxKCMBA&sa=X &oi=spell&resnum=0&ct=result&cd=1&ved=0CA8QBSgA&q=perforacion+bajo+bal ance&spell=1 http://www.google.com.co/search?hl=es&q=well+control+school&meta=&aq=f&oq= Apuntes del ingeniero: Idelfonso Apuntes del ingeniero: Remberto Taron Apuntes del ingeniero: AndrĂŠs peralta

151

ANEXO A LISTA DE FOTOS

PAGINA Figura 1: Casco de protección

Figura 2: Protección de vías respiratorias

Figura 3: protección visual

Figura 4.proteccion auditiva

Figura 5: Protección para los pies

Figura 6: casco

Figura 7: mascara de protección visual

Figura 8: gafas de seguridad

Figura 9: tapa oídos de copa y de inserción

Figura 10: guantes

Figura 11: Botas punta de acero

Figura 12: Arnés de seguridad

Figura 13: Mascarillas de Oxigeno

Figura 14: Restos de animales y sustancias vegetales que se fueron acumulando en el fondo lacustre y marino

Figura 14: Ante el paso del tiempo la materia orgánica se descompone y va quedando en profundidad por los sedimentos que la van cubriendo

Figura 15: Soterramiento y generación del protopetroleo

Figura16: Yacimiento de petróleo y su explotación.

Figura 17: Esquema de un pozo de petróleo.

Figura 18: Perforación de pozo petrolíferos.

Figura 19: Sarta de perforación.

69 152

Figura 20: Perforación Direccional

Figura 21: Hoja de viajes.

Figura 22: Perforación de Zapato flotador

Figura 23: fracturamiento por presión de la broca

Figura 24: Perforación direccional

Figura 25: Solución a problemáticas con la Pbb

Figura 26: partes de la sarta.

102

Figura 27: Tubería de perforación Drill pipe.

102

Figura 28: CAJA Y PIN “BOX AND PIN”.

105

Figura 29: Drill pipe pin

105

30: Tubos de la Drill pipe

106

Figura 31: conexión Drill pipe

106

Figura 32: conectores de los tool joint

107

Figura 33: tubería de heavy weight y Drill pipe

108

Figura 34: tubería de heavy weight

108

Figura 35: heavy weight y Drill pipe

109

Figura 36: tubería de heavy weight y Drill pipe en la torre

109

Figura 37: conexión de tubería heavy weight

110

Figura 38: tubería de heavy weight y Drill pipe en espiral

111

Figura 39: tubería de heavy weight y Drill pipe en espiral sin estrías

111

Figura 40: tubería en la planchada

112

Figura 41: collares de perforación “drill collars” (DC).

112

Figura 42: Drill collars lisos y en espiral

113

Figura 43: espiral croove.

114

Figura 44: Crossover

114

Figura 45: Tipos de crossover

115

Figura46: Reamers and stabilizers

116

Figura47: Brocas

117

Figura48: la planchada

118

CD de la presentación del trabajo en Microsoft Office Point 153