PÁGINA WEB EQUIPOS Y HERRAMIENTAS PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS
EDWARD ALFONSO REY ROJAS JONNIER PARRA GIRALDO
CORPORACIÓN INTERNACIONAL DEL PETRÓLEO “ COINSPETROL” TÉCNICO EN PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS PARA LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO VILLAVICENCIO - META 2010
PÁGINA WEB EQUIPOS Y HERRAMIENTAS PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS
EDWARD ALFONSO REY ROJAS JONNIER PARRA GIRALDO
Presentado a la ilustre Corporación Internacional del Petróleo como requisito parcial para obtener el Titulo de técnico en perforación y completamiento de Pozos de petróleo .
Psicóloga. Paola Silva
CORPORACIÓN INTERNACIONAL DEL PETRÓLEO “COINSPETROL” TÉCNICO EN PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS PARA LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO VILLAVICENCIO - META 2010
Nota de Aceptaci贸n ______________________________________ ______________________________________ ______________________________________ ______________________________________
_____________________________________ Firma De Presidente Del Jurado
_____________________________________ Firma Del Jurado _____________________________________ Firma Del Jurado
Villavicencio, 25 de mayo de 2010
DEDICATORIA
Dedicamos este proyecto y toda nuestra carrera técnica a Dios por ser quien a estado a nuestro lado en todo momento dándonos las fuerzas necesarias para continuar luchando día tras día y seguir adelante rompiendo todas las barreras que se nos presentan. A nuestros padres ya que gracias a ellos y a su apoyo incondicional hemos culminado nuestros estudios de manera satisfactoria. A quienes siempre han estado a nuestro lado brindándonos su compañía. A nuestros maestros, guías del corazón y sembradores de valores.
AGRADECIMIENTOS
Para aquellas personas que nos brindaron su apoyo y confianza en el desarrollo de estudio A nuestros tutores, quienes confiaron en nosotros y nos proporcionaron la posibilidad de conocer y experimentar un nuevo mundo lleno de conocimiento A nuestros amigos quienes de distintas formas nos apoyaron y en los momentos más difíciles siempre estuvieron con nosotros sin desvanecer.
A Dios por ser nuestro más grande guía
CONTENIDO Pag.
INTRODUCCIÓN
13
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
14
2. ANTECEDENTES
15
3. JUSTIFICACIÓN
16
4. OBJETIVOS
17
4.1. OBJETIVO GENERAL
17
4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
17
5. MARCO TEÓRICO
18
5.1 PAGINA WEB:
18
5.2 HERRAMIENTAS Y EQUIPOS DE PERFORACIÓN 5.2 .1 Top Drive. 5.2.2 Kelly. 5.3 TUBERÍA DE PERFORACIÓN “DRILL PIPE” (DP). 5.3.1 Especificaciones del Drill Pipe 5.4 HWDP EN ESPIRAL
5.5 Collares de Perforación “Drill Collars” (DC). 5.5.1 Drill Collars Lisos y en Espiral 5.6 CROSSOVERS “CROSSOVER SUBSTITUTES (XOVERS)”. 5.7 RIMADORES Y ESTABILIZADORES “REAMERS AND STABILIZERS”. 5.8 BROCAS DE PERFORACIÓN “DRILL BITS”. 5.8.1 Generalidades. 5.8. 2 Brocas Cónicas “Roller Cone Bits 5.8.3 Brocas con Dientes de Acero “Steel Teeth Bit”. 5.8.4 Brocas de Carburo de Tungsteno 5.8.5 Brocas de Cortadores Fijos “Fixed Cutter Bit”. 5.8.6 Brocas Policristalinas “PDC Bits”.
5.8.7 Compacto de PDC “PDC Compact”. 5.8.8. Brocas de Diamantes “Diamont Bits”. 5.8.9 Broca Corazonadora y Barriles “Core Bit and Barrels. 5.9 HERRAMIENTAS ESPECIALES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN “SPECIAL DRILL STRING TOOLS”. 5.9.1 Generalidades 5.9.2. Martillos de Perforación “Drilling Jars”. 5.9. 3. Midiendo mientras se perfora “Measurement While Drilling” (MWD). 5.9.4 Motor de Fondo “Mud Motor”. 5.10 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DE POZOS DIRECCIONALES 5.10.1 Herramientas Deflectoras 5.10.2 Herramientas de Medición 6. METODOLOGÍA 6.1 METODOLOGÍA PARA CREACIÓN DE SITIOS WEB 6.1.1 Fase de Análisis. 6.1.2 Fase de Planificación 6.1.3 Fase de Contenido. 6.1.4 Fase de Diseño. 6.1.5 Link para creación de página web. 7. RESULTADOS 7.1 VISTA GENERAL DESDE EL MENU DE PERFILES 7.2 PANEL DE PRESENTACIÓN 7.3 PANEL DE MENUS 7.4 ÁREA DE INFORMACIÓN 8. CONCLUSIONES BIBLIOGRAFÍA
LISTA DE GRAFICAS
Gráfica No 1. Top drive Gráfica No 2. Sistema utilizados en top driver Gráfica No 3. Constitución top driver Grafica No 4.Taladro Gráfica No 5. Top drive con sistema de mesa rotatoria Gráfica No 6. kelly drive bushing Grafica No 7. Conexión dril pipe Gráfica No 8. La cuadrilla conecta HWDP en la sarta por debajo del drill pipe Gráfica No 9. estrías en espiral en el cuerpo del tubo Gráfica No 10. Spiral drill collar Gráfica No 11. Slick dril collar Gráfica No 12. Roscas del crossover encajan con las del pin del DP Gráfica No 13. Estabilizadores Gráfica No 14. Brocas de diamantes Gráfica No 15. Broca Corazonadora y Barriles Gráfica No 16. Cucharas deflectoras
GLOSARIO API:
Sigla
de
American
Petroleum
Institute,
que
es
una
asociación
estadounidense de la industria petrolera, que patrocina una división de la producción petrolera en la ciudad de Dallas, Texas. Área petrolífera: Zona donde se explotan hidrocarburos. Un área puede comprender varios yacimientos, siendo cada yacimiento una entidad geológica. Desviación del pozo: Cambio de dirección de la vertical absoluta durante la perforación de un pozo. Ecología petrolera: Rama de la ecología destinada a prevenir las consecuencias negativas de la exploración, extracción, transporte, industrialización, distribución y consumo de los crudos, gases y sus productos derivados. Exploración: Es la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas y comprende todos aquellos métodos destinados a detectar yacimientos comercialmente explotables. Incluye el reconocimiento superficial del terreno, la prospección (sísmica, magnética y gravimétrica), la perforación de pozos de exploración y el análisis de la información obtenida. Explotación (producción): Operación que consiste en la extracción de petróleo y/o gas de un yacimiento. Fracturación: Forma de abrir artificialmente una formación para incrementar la permeabilidad y el flujo de petróleo al fondo del pozo. Fuel-oil: Es un producto líquido de la refinación del petróleo utilizado principalmente en plantas industriales y en las centrales térmicas que generan electricidad.
Inyección (lodo de perforación): Mezcla de arcilla, agua y ciertos productos quíicos inyectada en forma continúa durante las operaciones de perforación. El lodo sirve para evacuar los cutting o detritus, lubricar y enfriar el trépano, sostener las paredes de los pozos y equilibrar la presión de los fluidos contenidos en las formaciones. "On shore": Es la actividad petrolera que se realiza en tierra. OPEP: Sigla de la Organización de Países Exportadores de Petróleo. La integran dos países latinoamericanos: Venezuela y Ecuador. Hoy día su influencia es muy limitada pero en el decenio del 70 fue factor de la suba internacional del precio del crudo. Perforación: Operación que consiste en perforar el subsuelo con la ayuda de herramientas apropiadas para buscar y extraer hidrocarburos. Petróleo: Mezcla en proporciones variables de hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos que se encuentran en los yacimientos bajo presiones y temperaturas mas o menos elevadas. Petróleo nafténico: Contiene una base predominante de hidrocarburos de la serie cicloparafínica. Petróleo parafínico: Contiene una base predominante de hidrocarburos de la serie parafínica. También hay petróleos aromáticos y sulfurosos.
Pozo: Denominación dada a la abertura producida por una perforación. Pozo de exploración: Es el que se perfora en un área nueva.
Pozo de exploración o desarrollo: Es el que se perfora en un yacimiento ya delimitado. Pozo terminado: La terminación del pozo es el conjunto de operaciones que se realiza luego de la perforación para hacer posible su puesta en explotación, mediante la colocación de los equipos permanentes de producción. Recuperación primaria: Afluencia natural del petróleo o del gas desde el seno del yacimiento a la superficie por la diferencia de las presiones. Refinación: Conjunto de procesos industriales empleados para transformar los petróleos crudos en productos derivados; nafta, gas-oil, querosene, solventes, lubricantes, asfalto, etc. Relación Gas/Petróleo: Volumen de gas producido simultáneamente por un pozo con relación a cada metro cúbico de petróleo. Roca cierre: Serie de rocas impermeables superpuestas a las rocas almacén que impiden el escape de los hidrocarburos y su dispersión hacia la superficie del suelo. Roca madre: Roca sedimentaria que contiene gran cantidad de materia orgánica que originó la formación de cantidades apreciables de petróleo y/o gas. Saturación: Volumen de petróleo o de gas en una roca con respecto al volumen de agua. Separación de agua: Operación que consiste en eliminar el agua condensada contenida en un gas natural. Se denomina "Separación de gasolina" a la operación que elimina el vapor de agua contenido en los gases combustibles. Separador: Aparato colocado entre el pozo y la playa de tanques para separar el petróleo crudo del gas natural y del agua.
Trépano: Herramienta empleada para la disgregación mecánica de las rocas con el fin de perforar el subsuelo en búsqueda de petróleo. Tuberías de revestimiento: Serie de tubos que se colocan en el pozo mientras progresa la perforación para prevenir derrumbes de las paredes y para la extracción de los hidrocarburos en la fase de la producción. "Up Stream": Término en inglés que se refiere a las primeras actividades de la industria del petróleo: Exploración y explotación. El giro idiomático significa corriente o aguas arriba. Valor boca de pozo: Precio de referencia del petróleo y del gas a la salida del pozo y que en nuestro país se utiliza para calcular las regalías petroleras.
INTRODUCCIÓN
Desde los comienzos de la historia, la perforación de pozos petroleros ha jugado un papel demasiado importante y sus avances en cuanto a diseño, formas y estructuras en materiales de construcción han variado de acuerdo a la necesidad o requerimientos de quienes la aplican. Asumiendo que la tecnología en las operaciones de perforación de pozos cada día es más avanzada, es obligación estar al tanto de estos avances. Esto teniendo en cuenta que todos los sistemas de perforación implementados en el mundo se deben de detallar para de esta forma determinar las herramientas o equipos utilizados en las mismas. Teniendo en cuenta lo anterior la presente tesis tiene como fin mostrar los tipos de herramientas y equipos de perforación de pozos petroleros , por medio de la
creación de una página web que
necesarios para
cumpla
proporcionar la información requerida
con los elementos
sobre esta temática
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Los cambios que se han presentado
en la sociedad contemporánea se ven
afectados por los retos del nuevo siglo y es la educación por medio de la informática el campo donde las expectativas de apertura hacia la tecnología tiene lugar, para dar respuesta inmediata a ésta necesidad que surge en el aula de clase y en la vida misma es importante abrir nuevos espacios para la transformación de las estructuras que llevan al estudiante no solo a depender de contenidos temáticos, sino que tengan una tendencia al desarrollo cognitivo que fortalezca las actividades de generalización, sistematización y abstracción. Los estudiantes necesitan enfrentarse a la reducción de problemas, no solo como educando sino también proyectarse hacia un futuro, donde la creatividad y la innovación sean el enlace hacia su vida cotidiana, por eso la necesidad de crear instrumentos que ayuden al aprendizaje con estructuras cognitivas de alto grado de adaptabilidad a lo nuevo y a las expectativas de estudiantes, vinculando así las tics en este nuevo aprendizaje
2. ANTECEDENTES
La única forma de verificar la existencia de petróleo en el subsuelo, aún después de explorar su probable ubicación, es perforar un pozo. Bajo distintos procedimientos, la perforación del subsuelo se practica desde hace siglos. La mecánica empleada en los primeros tiempos para perforar el terreno fue, y continúa siendo para casos particulares, la conocida como perforación a cable o perforación a percusión. Hoy en día la perforación de pozos para petróleo se realiza en tierra o desde la superficie del agua, ya sea en pantanos, lagos o mar, requiriendo en cada caso de distinto equipo, apoyo y tecnologías, alcanzando grandes progresos a través de los años. Actualmente, en las operaciones de perforación se cuenta con técnicas avanzadas y con Ia utilización de herramientas y taladros especiales.
Teniendo en cuenta lo anterior herramientas necesarios para
se hace necesario
conocer los
la perforación de pozos
de esta forma cual son sus usos y características para la hora de realizar la perforación.
equipos y
petroleros, definiendo elegir la correcta
a
3. JUSTIFICACIÓN
Debido a la aceleración de la tecnología que nos vemos enfrentados, se ve la necesidad de crear una página web que permita que los estudiantes utilicen los medios que proporcionan las Tics en el desarrollo de las clases y actividades que la Institución brinda, llevando a que el estudiante se interese más por manipular estos medios siendo así más creativos. Esta página pretende
despertar el interés del estudiante, que
desarrolle
habilidades cognitivas y motrices para el manejo de las Tics, que aporte, que opine, que valore, refuerce sus conocimientos y así sienta curiosidad de investigar y posteriormente dar solución a sus propios problemas. Se hace necesario desarrollar una página que nos permita aprovechar nuevas tecnologías y mejores herramientas, que el estudiante se apropie del conocimiento de una manera práctica e interactiva
Es por esto que
consideramos importante crear una página web para los
estudiantes de COINSPETROL misma, que proporcione la equipos
teniendo en cuenta la fácil accesibilidad de la
información necesaria
acerca de los distintos
y herramientas utilizados en la perforación de pozos petroleros, esto
partiendo que desde la exploración realizada , no se encuentra material web disponible acerca de los tipos de equipos perforación.
y herramientas utilizados en al
4. OBJETIVOS
4.1. OBJETIVO GENERAL Diseñar una herramienta computacional “pagina web”
sobre los
equipos y
herramientas utilizadas para la perforación de pozos petroleros, basados en el método de optimización de procesos. 4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Identificar los diferentes tipos de equipos utilizados en la perforación de pozos petroleros.
Exponer las características de las diferentes herramientas utilizadas en la perforación petrolera.
Implantar web”
la creación
para
y uso
de la herramienta computacional “pagina
la optimización de procesos, utilizando los
perforación de pozos.
contenidos
de
5. MARCO TEÓRICO
Con el fin de atender la problemática planteada en el presente estudio , en este marco teórico
se expone la revisión literaria para efectos del diseño
de una página web
fundamentada en categorizar los
tipos
de equipos y
herramientas utilizadas en la perforación de pozos petroleros. 5.1 PAGINA WEB Este es un completo portal especializado en temas educativos. Ofrece abundantes recursos para aplicar en el aula e innumerables secciones con contenidos enormemente útiles. Sección de videos,
sección de
galerías
fotográficas,
artículos y temáticas referente al tema, es un completo portal dedicado al mundo de la educación, la formación
5.2 HERRAMIENTAS Y EQUIPOS DE PERFORACIÓN 5.2 .1 Top Drive. Gráfica No 1 Top drive
Con el Top Drive se puede enroscar y desenroscar las conexiones de los tubos en forma directa sin el empleo de las llaves de fuerza y la cadena de maniobra. •
La elevadora puede operarse hidráulicamente para moverla hacia el
engrampador, y así él pueda maniobrar la barra de perforación y de los Drill Collars con seguridad, con esto se reduce los riesgos en el manejo de la tubería. •
En las operaciones de control del pozo, con el top drive aumenta la
seguridad del pozo al reducir el desgaste del preventor de reventones (BOP) al permitir que este selle alrededor de un tubo redondo en lugar de alrededor de un kelly cuadrante o hexagonal. Es posible conectarse a la tubería de perforación en cualquier nivel de la torre para circular los fluidos de perforación. •
Está equipado con una válvula para el cuadrante, operada a control remoto,
que reduce la pérdida y derrame del lodo de perforación cuando se repasa saliendo o se desconecta después de circular por encima del piso de perforación. •
Reduce los costos al hacer más eficiente la perforación: Se elimina el
tiempo inactivo causado por la dificultad de meter el bushing del cuadrante en la mesa rotatoria. En los viajes se elimina el tiempo necesario para llevar y regresar el swivel y kelly en su funda. •
Si la estabilidad del pozo lo permite, se puede realizar conexiones en el
fondo durante la perforación direccional, eliminando así la necesidad de re-orientar la cara de la herramienta direccional después de cada nueva conexión. •
Se reduce el tiempo en aquellas funciones que no sean de perforación.
Permanece mayor parte del tiempo perforando. Menos tiempo en las conexiones, viajes, tomando registros direccionales, repasando, etc. •
Rotación y Circulación continuas durante el movimiento de la sarta de
perforación: Característica de mayor importancia en la perforación con top drive; capacidad de rotar y bombear continuamente mientras se repasa-metiendo o se
repasa-saliendo del hoyo. Solo en los casos que sean necesarios puede aplicarse la rotación continua con circulación mientras se ingrese o salga del hueco con la sarta de perforación en pozos direccionales u horizontales. Reducen la fricción entre la sarta de perforación y las paredes del hoyo, y en el caso de probable empaquetamiento remueven eficazmente los derrumbes por efecto de la rotación y circulación. •
Reduce los riesgos y costos totales de perforación al minimizar los
problemas de agarres por pega diferencial y empaquetamiento. El costo de las herramientas de fondo que puedan perderse en el pozo son elevadas. •
Se perfora y maniobra la tubería en barras (3 tubos): Se reduce
significativamente el tiempo de orientación direccional después de cada conexión mientras se hace perforación direccional con motor de fondo. Se pueden cortar núcleos continuos de 60 o 90 pies. •
Se aplica el back reaming sin limitaciones. Esta maniobra con kelly y cuñas
presenta riesgos para el personal que maniobra las herramientas. •
Es una forma más segura y fácil de aplicar, en forma simultánea, la torsión
y tensión que se requiere en las operaciones de punto libre y de desenroscado de la sarta. •
Utiliza procedimientos de fondo más eficientes y exitosos durante
actividades de pesca, incluyendo el uso de “enchufes de pesca” (overshots), el enrosque y desenrosque del pescado; actividades de enganche y desenganche de herramientas de fondo tales como colgadores de camisas (liners); o actividades para rotar y reciprocar tubería de revestimiento mientras se está metiendo y/o cementando. •
En pozos de riesgo de pega diferencial, asegura la llegada del zapato guía
del liner de producción hacia el fondo del pozo; cuando éste es corrido y es necesario llevar el zapato hacia el fondo del pozo con rotación y circulación, no se
necesita levantar el casing del fondo para colocar la cabeza de cementación, como puede ocurrir cuando se baja con circulación y rotación utilizando el kelly. •
Las conexiones se enroscan y desenroscan en cualquier nivel de la torre: El
perforador tiene un mejor control del pozo al tener la capacidad de conectar y circular la sarta a cualquier altura de la torre, en lugar de depender de una válvula manual de control y tener que levantar y conectar el cuadrante y el swivel. •
Permite la rotación y circulación inmediata cuando se encuentran problemas
en el hoyo. Ejemplos de Modelos de Top Drive: •
SOILMEC hydraulic 181.5 tons
•
VARCO TDS-3S 590 tons
•
VARCO TDS-9SA 400 tons
- Sistemas que usan top drive “top drive systems”.
Algunos equipos imparten movimiento rotatorio a la sarta con una unidad Top Drive. Los Top Drives son caros pero bastante eficientes. La cuadrilla puede agregar juntas de tubería de perforación en forma rápida y segura. Gráfica No 2 Sistema utilizados en top driver
Ellos pueden perforar el pozo con mayor eficiencia y menos chance de que la sarta se pegue en el hueco, comparado con el sistema de Kelly y mesa rotaria. Un motor potente hace girar el eje del top drive “drive shaft”, el cual está conectado al top drive. Los miembros de la cuadrilla conectan la sarta de perforación al “drive shaft”. El “drive shaft” hace girar la sarta de perforación y la broca. Note que la sarta de perforación pasa a través de una abertura en la mesa rotaria. Sin embargo, la mesa no rota.
- Operación del top drive “top drive operation”. El sistema de unión “link system” suspende la unidad top drive del bloque viajero del taladro. El fluido de perforación “Drilling mud” entra al top drive a través del cuello de ganso “gooseneck” el cual está unido a la manguera rotaria “rotary hose”, esta manguera es una línea flexible que conduce el lodo desde el stand pipe hasta el swivel en un sistema de Kelly o al swivel integrado en el top drive. Gráfica No 3. Constitución top driver
Un motor y una caja de engranajes le transmiten potencia al eje principal del top drive “drive shaft”. La cuadrilla conecta la sarta de perforación al “drive shaft”. La IBOP o válvula de seguridad incorporada, cuando está cerrada, evita que los fluidos se devuelvan a través de la sarta de perforación. La cuadrilla usa las llaves de torque “torque wrench assembly” para conectar o desconectar la sarta de perforación. Los brazos del elevador “elevator links” suspenden el elevador de tubería. La cuadrilla de perforación coloca el elevador alrededor de la sarta de perforación, para permitir que la unidad top drive la levante o la baje. 5.2.2 Kelly. También llamada barra conductora, de ella depende toda la columna de perforación. Su función es transmitir el giro que le proporciona la mesa de rotación al varillaje, permitir su descenso y ascenso, así como conducir por su interior el fluido de perforación que ha de circular por todo el varillaje. En su extremo superior va enroscada la cabeza giratoria de inyección que a su vez sirve para suspender toda la columna de perforación. En su extremo inferior se enrosca la primera varilla de la columna mediante la interposición de un acoplo que es el que sufre el desgaste de todas las maniobras de roscado cada vez que se añade o quita una nueva varilla a la columna, impidiendo el deterioro de la propia barra Kelly. La barra Kelly pasa por el alojamiento que con este fin tiene la corona de la mesa de rotación, por el cual se desliza al hacer las maniobras de descenso o extracción de la columna de perforación. La sección de la barra conductora o Kelly puede ser hexagonal, cuadrada o circular con dos o más cheveteros semicirculares. La longitud debe ser algo superior a la correspondiente a las varillas que se empleen.
- KELLY Y TOP DRIVES “KELLY AND TOP DRIVES”. - PERFORANDO “MAKING HOLE”. Un taladro de perforación rotaria consiste de muchas piezas de equipo. Parte de ellas se encuentran en la superficie, y parte de ellas en el subsuelo. Grafica No 4 Taladro
Todo el equipo tiene un propósito, colocar la broca en el fondo del pozo para perforar o hacer el hueco. Para lograr esto, la cuadrilla de perforación enrosca la broca en la parte final o inferior de una tubería especial llamada sarta de perforación “drill string”. Los miembros de la cuadrilla bajan la sarta unida a la broca dentro del pozo. Para que la broca perfore, el equipo de superficie del taladro tiene que rotar, a menos que sea movida por un motor de fondo o motor de lodo “mud motor”. El equipo también tiene que proporcionarle peso a la broca para forzar los dientes o cortadores de la misma dentro de la formación. A medida que la broca perfora, un fluido de circulación tiene que remover los cortes “cuttings” lejos de la broca, de otra forma el pozo se llenaría de cortes de perforación. El fluido que circula cumpliendo con esta labor se conoce como lodo de perforación “drilling mud”.
- GENERALIDADES “OVERVIEW”. Gráfica No 5 Top drive con sistema de mesa rotatoria
Para impartir movimiento rotatorio a la sarta de perforación de forma que la broca pueda moverse, se puede usar un top drive o una Kelly con sistema de mesa rotaria “kelly and rotary table system”. La potencia se transmite desde la superficie hasta el fondo del pozo a través de la sarta de perforación. - SISTEMAS CON KELLY “KELLY SYSTEMS”. Gráfica No 6 kelly drive bushing
La Kelly, kelly drive bushing, el master bushing y la mesa rotaria “rotary table” hacen rotar la sarta de perforación y la broca en equipos que no tienen top drive.
La Kelly es un instrumento tubular pesado, usualmente tiene 4 o 6 lados, lo cual significa que tiene una sección transversal hexagonal o cuadrada. Las kellys cuadradas son mas baratas que las hexagonales, pero la hexagonal es mas fuerte, por eso los equipos que perforan pozos profundos usualmente las usan.
Trátese de una Kelly hexagonal o cuadrada, los miembros de la cuadrilla conectan la kelly al tubo superior de la sarta de perforación.
- OPERACIÓN DE LA KELLY “KELLY OPERATION”. La kelly, de 4 o 6 lados, se mueve a través de una abertura cuadrada en el Kelly Drive Bushing. El Kelly Drive Bushing encaja en el Master Bushing, este último gira por el movimiento que le transmite la mesa rotaria. Esto hace que rote toda la sarta de perforación y la broca que se encuentra en la parte inferior de la misma. La Kelly se mueve hacia abajo a medida que la profundidad del hueco aumenta. 5.3 TUBERÍA DE PERFORACIÓN “DRILL PIPE” (DP). 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 a medida que la broca rota. 5.3.1 Especificaciones del Drill Pipe. La tubería de perforación “drill pipe” al igual que otros tubulares, puede ser especificada de 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: Rango “Range”
Longitud “Length” Pies “Feet”
Rango
Metros “Meters”
uno
“Range 18 - 22
5.5 – 6.7
dos
“Range 27 - 30
8.2 – 9.1
tres
“Range 38 - 45
11.6 – 13.7
one” Rango two” Rango three” 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 de juntas de 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 de los más comunes. Pesa 19 ½ #/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. - Conexión de Drill Pipe. 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. 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. Grafica No 7. Conexión dril pipe
- Heavy Walled Drill Pipe (HWDP).
La cuadrilla conecta HWDP en la sarta por debajo del drill pipe. El HWDP también se conoce como Heavy Weight Drill Pipe, o Hevy 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. Gráfica No 8 La cuadrilla conecta HWDP en la sarta por debajo del drill pipe
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. 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. 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 Los tool joint más largos reducen el desgaste en el cuerpo del HWDP. Ellos mantienen
el
cuerpo
5.4 HWDP EN ESPIRAL.
del
tubo
alejado
de
las
paredes
del
hueco.
Posee estrías en espiral en el cuerpo del tubo. El HWDP regular no tiene estrías, el spiral HWDP no tiene wear pad. Cuando el spiral 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. Gráfica No 9 estrías en espiral en el cuerpo del tubo
5.5 Collares de Perforación “Drill Collars” (DC). 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). Gráfica No 10 Spiral drill collar
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.
5.5.1 Drill Collars Lisos y en Espiral. 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 la posibilidad de que la tubería se 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. Gráfica No 11 Slick dril collar
Los espirales en el exterior de los DC previenen que se peguen con las paredes del pozo, al reducir el área de contacto. 5.6 CROSSOVERS “CROSSOVER SUBSTITUTES (XOVERS)”. 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. Gráfica No 12. Roscas del crossover encajan con las del pin del DP
Las roscas del crossover encajan con las del pin del DP, permitiendo a la cuadrilla unir la sarta de DP con la de DC.
5.7 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 pin de un drill collar o de una herramienta que va encima. Gráfica No 13. Estabilizadores
Los reamers y los estabilizadores mantienen los drill collars lejos de las paredes del hueco para prevenir el desgaste, y aún más importante, ayudan a guiar la broca para que perfore en la dirección 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. 5.8 BROCAS DE PERFORACIÓN “DRILL BITS”. 5.8.1 Generalidades. Como se discutió en la sección anterior, los miembros de la cuadrilla instalan la broca en la parte inferior de los drill collars. Dos tipos de brocas son: a) Brocas cónicas “roller cone bits”. b) Brocas con cortadores fijos “fixed cutter bits”. Las brocas de cortadores fijos “fixed cutter bits” también se conocen como brocas de cabeza fija “fixed head bits”. Las brocas de conos generalmente tienen tres conos con dientes o cortadores. A medida que la broca rota, los conos y cortadores rotan para perforar. Las brocas con dientes fijos también tienen cortadores, pero los fabricantes los
embeben en la cabeza de la broca. La cabeza de la broca solo se mueve cuando la broca rota, no tiene partes móviles, como los conos en las brocas cónicas. Los dos tipos de brocas vienen en varios tamaños que van desde 2 o 3 pulgadas ( 50 – 75 mm) hasta más de 36 pulgadas (1 m). 5.8. 2 Brocas Cónicas “Roller Cone Bits. Existen dos tipos de brocas cónicas disponibles: a) Brocas con dientes de acero “steel teeth”. b) Brocas con insertos de carburo de Tungsteno “tungsten carbide inserts”. 5.8.3 Brocas con Dientes de Acero “Steel Teeth Bit”.
En
una broca con
dientes de acero, también llamada “milled tooth bit”, el fabricante forja los dientes en el acero de que está hecho el cono. Las brocas con dientes de acero son las más económicas; cuando se usan apropiadamente, pueden perforar por varias horas. Los fabricantes diseñan las brocas con dientes de acero para perforar formaciones blandas, medias y duras.
5.8.4 Brocas de Carburo de Tungsteno. En las brocas con insertos de Carburo de Tungsteno, el fabricante introduce y presiona insertos muy duros de Carburo de Tungsteno en huecos perforados en el cono de la broca. El Carburo de Tungsteno es un metal muy duro. Las brocas con insertos de carburo de Tungsteno son más costosas que las brocas con dientes de acero. Sin embargo, usualmente duran más debido a que el Carburo de Tungsteno es más resistente al desgaste que el acero. En general, las brocas de Carburo de Tungsteno perforan desde formaciones medianas hasta muy duras, y también formaciones blandas. Las brocas para formaciones blandas generalmente perforan mejor con un peso
moderado y altas velocidades de rotación. De otro lado, las brocas para formaciones duras usualmente perforan mejor con bastante peso y moderada velocidad de rotación. 5.8.5 Brocas de Cortadores Fijos “Fixed Cutter Bit”. Tres tipos de brocas con cortadores fijos son: a) Brocas Policristalinas de Diamantes Compactos “Polycrystalline Diamond Compact (PDC) Bits”. b) Brocas de Diamante “Diamond Bits”. c) Brocas Corazonadoras “Core Bits”. 5.8.6 Brocas Policristalinas “PDC Bits”. La broca PDC tiene cortadores hechos de diamantes artificiales y de Carburo de Tungsteno. Cada cortador hecho de diamante y Carburo de Tungsteno se conoce como compacto. Los fabricantes colocan los compactos en la cabeza de la broca. A medida que la broca rota sobre la roca, los compactos cortan la formación.
Las brocas PDC son bastante costosas, sin embargo, cuando se usan apropiadamente, pueden perforar en formaciones blandas, medianamente duras o duras por varias horas y sin fallar. 5.8.7 Compacto de PDC “PDC Compact”. La capa de un compacto de PDC es muy fuerte y bastante resistente al desgaste. Los fabricantes adhieren los cristales de diamante al inserto de Carburo de Tungsteno a altas presiones y elevadas temperaturas. La parte de Carburo de Tungsteno le da al compacto de PDC alta resistencia al impacto, reforzando las propiedades de resistencia al desgaste de los cortadores.
5.8.8. Brocas de Diamantes “Diamont Bits”. Los fabricantes hacen las brocas de diamantes a partir de diamantes industriales. Los diamantes son los cortadores de la broca. Gráfica No 14 Brocas de diamantes
Los diamantes son una de las sustancias más duras conocidas; algunos tipos de diamantes son:
a) Regular. b) Premium. c) Octahedro “Octahedron”. d) Carbonado. e) Magnífico “Magnific”. La broca de diamantes rompe la formación comprimiéndola, cortándola o rapándola. El diamante actúa como una lija, desgastando la formación. Los fabricantes embeben el diamante en la matriz de metal que conforma la cabeza de la broca. Las brocas de diamantes son costosas, sin embargo, cuando se usan adecuadamente, pueden perforar por muchas horas sin fallar. 5.8.9 Broca Corazonadora y Barriles “Core Bit and Barrels. Los miembros de la cuadrilla corren una broca corazonadora y un barril cuando el geólogo necesita un corazón de la formación que está siendo perforada.
Gráfica No 15. Broca Corazonadora y Barriles
Normalmente una broca corazonadora es una broca de cortadores fijos de PDC o de diamante. Tiene un hueco en el medio. Esta abertura permite que la broca obtenga el corazón. Los diamantes y PDCs se encuentran alrededor de la abertura y a los lados de la broca. Los taladreros fijan el corazón a un barril corazonador. El barril corazonador es un tubo especial, usualmente mide de 30 a 90 pies (9 a 27 metros). El barril corazonador se corre en el fondo de la sarta de perforación. El se encarga de recolectar el corazón que ha sido obtenido por la broca corazonadora. Los corazones le permiten a los geólogos darle un vistazo a la formación. A partir de la muestra ellos frecuentemente pueden decir si el pozo será productor. 5.9 HERRAMIENTAS ESPECIALES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN “SPECIAL DRILL STRING TOOLS”. 5.9.1 Generalidades. El equipo especial de la sarta de perforación incluye: a) Martillos de Perforación “Drilling Jars”. b) Herramientas de Medición mientras se Perfora “Measurement While Drilling (MWD) Tools”.
c) Motores de Fondo “Mud Motors”. 5.9.2 Martillos de Perforación “Drilling Jars”. La cuadrilla instala un martillo de perforación en la sarta si existe la posibilidad de que esta se pegue, casi siempre se usa uno o más martillos. Usualmente los martillos de perforación se colocan en la parte superior del BHA, con drill collar ubicados encima y debajo de los jars, o HWDP en pozos direccionales. Al activarse, el martillo proporciona un golpe fuerte a la porción de la sarta que se encuentra pegada. Frecuentemente este golpe es suficiente para liberarla. - Operación de los Martillos de Perforación “Drilling Jar Operation”. Para crear un golpe hacia arriba con el martillo, el perforador baja la sarta para preparar el martillo, después aplica tensión hacia arriba “overpull tension”, el overpull coloca el martillo superior en tensión, y permite que el mecanismo del martillo fluya lentamente. El martillo viaja cuando el aceite hidráulico pasa las compuertas.
La sarta se contrae repetidamente, acelerando el BHA que se encuentra sobre el martillo. Cuando el pistón o cilindro del martillo hace una carrera total, el mecanismo del martillo detiene súbitamente la energía en movimiento de la sarta. Cuando el movimiento se detiene, este convierte la energía cinética en movimiento y en fuerza de impacto sobre el punto de pega Este fuerte golpe hacia arriba puede liberar la sarta que se encuentra debajo del martillo. 5.9. 3 Midiendo mientras se perfora “Measurement While Drilling” (MWD). El MWD es una gran herramienta para el perforador, a medida que la broca perfora.
Usualmente la herramienta se coloca en un drill collar especial cerca de la broca. Las
herramientas
MWD
registran
las
condiciones
de
fondo
de
pozo
transmitiéndolas a la superficie. En superficie el perforador y el perforador direccional monitorean estas condiciones en tiempo real. Muchas herramientas MWD crean pulsos en el lodo de perforación. Estos pulsos llevan la información de fondo de pozo a superficie a través de la sarta de perforación. La información recolectada por el MWD incluye: a) Propiedades del MWD. b) La dirección en la cual la broca está perforando. c) Torque. d) Peso sobre la broca “WOB”. 5.9.4 Motor de Fondo “Mud Motor”. Frecuentemente, cuando se perfora un pozo horizontal o direccional, se coloca un motor de fondo en la parte inferior de la sarta de perforación, justo arriba de la broca, como se muestra al lado. Se le llama motor de fondo o motor de lodo “mud motor” porque el lodo de perforación hace rotar la broca, es decir, cuando se usa un motor de fondo únicamente rota la broca, y no el resto de la sarta. El lodo bombeado a través de la sarta entra por la parte superior del motor de fondo. Cuando el fluido de perforación presurizado es forzado a través de estator elástico y de un motor excéntrico de acero, se aplica un torque, el cual hace que el motor rote. El motor se conecta a un eje que transmite el movimiento “drive shaft” el cual, a su vez, se encuentra conectado a la broca. La sarta de perforación no rota, tan solo el motor hace rotar la broca. Sin embargo, en muchas ocasiones la broca gira, y también la sarta está girando movida desde superficie por una Kelly o un Top Drive; cuando esto sucede, se le llama “rotating”, cuando sólo la broca gira movida por el motor de fondo, mientras la sarta permanece estática, se denomina “sliding” o deslizando.
5.10 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DE POZOS DIRECCIONALES 5.10.1 Herramientas Deflectoras: Son las encargadas de dirigir el hoyo en la dirección predeterminada, dentro de las cuales tenemos:
- Mecha: constituye la herramienta básica del proceso de perforación, ya que permite cortar y penetrar las formaciones. En perforación direccional suelen utilizarse mechas de tamaño convencional con uno o dos chorros de mayor diámetro que el tercero, o dos chorros ciegos y uno especial, a través del cual sale el fluido de perforación a altas velocidades y la fuerza hidráulica generada erosiona una cavidad en la formación, lo que permite a la mecha dirigirse en esta dirección. Este método se utiliza normalmente en formaciones blandas.
Cucharas Deflectoras (“Whipstocks”): son piezas de acero en forma de cuchara con una punta cincelada colocada en el hoyo para iniciar la desviación del hoyo. Pueden ser de tres tipos: Gráfica No 16. Cucharas deflectoras
- Motores de Fondo: tienen la particularidad de eliminar la rotación de la tubería, mediante una fuerza de torsión en el fondo, impulsada por el lodo de perforación. Pueden ser:
5.10.2 Herramientas de Medición:
Cuando se está perforando un pozo
direccional, se deben tener los equipos de medición para determinar precisamente la dirección e inclinación del pozo. Estos equipos o instrumentos sirven para localizar posibles “patas de perro” o excesivas curvaturas. Las herramientas de medición son los equipos disponibles para conocer la inclinación y dirección del pozo en el subsuelo. Las más usadas son: -
Péndulo invertido o Totco: es uno de los más elementales y sencillos
instrumentos con los que se puede detectar la desviación.
- Toma sencilla o “Single Shot” y toma múltiple o “Multishot”: son métodos magnéticos que requieren el uso de una barra no magnética (monel) y ofrecen la información simultánea del rumbo e inclinación del pozo. La información es obtenida después que la sección es perforada y arroja lecturas según la calibración de un cronómetro.
- 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.
- 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 asi 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.
La principal desventaja de estos equipos es la imposibilidad de realizar mediciones en tiempo real. A comienzos de los años
90 se desarrollaron las primeras
herramientas direccionales de medición durante la perforación MWD (Measuring While Drilling), que son equipos adaptados a la sarta de perforación. La medición del sistema MWD proporciona los parámetros inclinación y dirección del pozo, los cuales se determinan mediante u conjunto de acelerómetros, magnetómetros y giroscopios instalados en la herramienta. También es posible incorporar un emisor-receptor de rayos gamma a fin de permitir en tiempo real, la correlación y evaluación de las formaciones atravesadas. A partir de la inclinación y la dirección tomada en cada intervalo de la perforación o estación direccional y considerando la profundidad medida, la cual es equivalente a la longitud total de la sarta de perforación dentro del hoyo, se determinan los valores de: Profundidad Vertical Verdadera (TVD), Coordenadas Rectangulares de Fondo, Severidad de la Pata de Perro y Desplazamiento Horizontal (VS) que se presentan en el reporte direccional del pozo. Actualmente se emplean los sistemas de registros durante la perforación LWD (Logging While Drilling). Esta modalidad permite la medición de la Resistividad, Registros de Densidad-Neutrón y Espectroscopía Natural de Rayos Gamma, adicionalmente a todos los parámetros que se incluyen en el reporte direccional. Las herramientas MWD y LWD también proporcionan información mecánica sobre la sarta de perforación como lo son Torque, Tasa de Penetración, Peso sobre la Mecha y Dirección de la misma, que pueden contribuir a una mejor interpretación de las condiciones de operación, también en tiempo real.
Los equipos MWD y LWD se instalan en portamechas especialmente diseñadas para contener el conjunto de sensores y material electrónico. Éstos se ubican lo más cerca posible de la mecha (evitando interferencias) para hacer más eficientes las mediciones. Las señales son transmitidas a la superficie a través de pulsos electrónicos que viajan en el fluido de perforación y son descodificados por un equipo receptor instalado en la superficie.
6. METODOLOGÍA
6.1 METODOLOGÍA PARA CREACIÓN DE SITIOS WEB
Es una metodología híbrida, desarrollada para procesos de diseño de aplicaciones Web, denominada “Metodología para Creación de Sitios Web”, creada por la Ingeniero Dely Maybel Gil Alvarez con un grupo de trabajo. Esta metodología es producto de
una recopilación bibliográfica, y está basada
principalmente en las fases para el desarrollo de sitios Web propuestas en la obra “Studio MX Creación de
sitios Web” de los autores Green, Chilcott y Flick,
publicado en el año 2003. La “Metodología para Creación de Sitios Web” comprende las fases de: Análisis, Planificación, Contenido, Diseño, Programación
6.1.1 Fase de Análisis. comenzar por dar
A la hora del desarrollo de un sitio Web se debe
respuesta a un grupo muy concreto de interrogantes, que
permitirán aclarar y definir de manera básica las expectativas existentes en torno a la aplicación Web e interacción que se va a generar. Dichas preguntas podrían ser las siguientes:
¿Se necesita realmente el sitio Web?
¿Para qué se necesita el sitio Web?
¿Qué es lo que buscarán los usuarios en el sitio Web?
¿Qué imagen se quiere proyectar con el sitio Web a los usuarios?
¿Qué servicios interactivos se integrarán a través del sitio Web?
¿Con qué recursos se cuenta para el desarrollo del sitio Web? ¿Cuánto tiempo debe ser invertido en el desarrollo del sitio Web?
- Selección de Objetivos. Todo proyecto debe contar con objetivos definidos, contra los cuales puede medirse la efectividad de las acciones que se desarrollen.
Green, Chilcott y Flick (2003) denominan esta etapa, resumen de
objetivos,
donde establecen tres puntos primordiales para esta selección, los
cuales son
definir los usuarios, lo que los usuarios esperan de la visita, y qué
se pretende
comunicar a través del sitio Web.
- Selección de usuarios. Los usuarios o la audiencia, se refiere a aquella parte de la población a la que se pretende alcanzar o influir con el sitio Web; esto está estrechamente información que
vinculado con la naturaleza del sitio que se propone. Toda la se obtenga servirá para establecer parte de los criterios de
diseño de contenido, lenguajes, estética, entre otros.
6.1.2 Fase de Planificación. Todo proyecto posee una fase de planificación. En ella se deben definir cuáles son los requerimientos técnicos para este fin, quiénes serán los miembros del equipo, seleccionar la estructura, planear un sitio bien organizado.
- Selección de Software. En esta etapa de la metodología se busca determinar los requerimientos en cuanto al software que se utilizará para el desarrollo de la aplicación; es
decir, sistemas operativos, servidor (software), editores para
diseño Web, lenguajes de programación, animaciones y otros componentes. Esta definición dependerá de muchos aspectos como la existencia de licencias de software o los recursos técnicos y hardware.
- Selección de Hardware. Antes de emprender el desarrollo de una aplicación Web, se deben
determinar los requerimientos de hardware de la aplicación, el
equipo
servidor, la capacidad de respuesta, terminales, requerimientos de red si
la aplicación ha de disponerse en una intranet o extranet.
1
- Selección del Equipo Adecuado “El entorno de trabajo en equipo surge de la necesidad de segmentar el
proceso
de producción en varias funciones diferenciadas”2 . Cada miembro del Equipo Web debe estar capacitado en su campo de
trabajo (la presencia o el nivel de
experiencia de ciertos miembros del equipo puede variar dependiendo del proyecto). 3 Sugieren una lista de miembros que podrían ser parte de este equipo, de esta
Lista se extrajeron los siguientes: • Jefe de Proyecto: Encargado de la supervisión y control del resto del
equipo.
Actúa como enlace entre el usuario y los demás miembros. • Productor: Este se encarga de establecer el aspecto, percepción y funcionalidad del sitio. • Editor: Ayuda a establecer y mantener el estilo, además de la sitio. Tiene la responsabilidad de controlar la corrección y
integridad del
el flujo de texto y en
algunos casos el contenido multimedia del sitio. • Escritor: Los escritores deben interesarse por los detalles técnicos y la incorporación al desarrollo de estándares con respecto al sitio,
utilización de las
palabras apropiadas, ortografía y gramática. Es necesario que el escritor tenga conocimiento de HTML, o de herramientas con FrontPage u otra aplicación. • Diseñador de bases de datos: Desarrolla las bases de datos que gestiona el sitio Web, se ocupa de definir sus relaciones.
1
(Morris y Dickinson, 2002, p.p. 49-50). (Green, Chilcott y Flick, 2003, p. 43). 1 Green, Chilcott y Flick (2003) 1
6.1.3 Fase de Contenido. Básicamente el éxito de un sitio Web se debe a su contenido. El
contenido del sitio será probablemente una combinación de la
información que actualmente se posee y de la que se tendrá que crear . Es conveniente presentar un contenido acorde a los objetivos planteados desarrollar el sitio, y que la información a plasmar cubra las
para
necesidades e
intereses del público a quien va dirigido.
6.1.4 Fase de Diseño. El diseño Web supone un trabajo extenso y detallado, puesto que tecnología que
abarca no sólo la interacción de múltiples elementos, como multimedia (audio, sonido, imágenes, animaciones, entre otros); sino,
abarca también su integración con una estructura lógica basada en el
propósito del sitio. Representando una labor que va más allá de la simple presentación visual de la información.
El diseño de sitios Web debe ser considerado como una estructura informacional, y no como un simple espacio artístico donde se exponen las sus diseñadores. Es más una estructura comunicacional, objetivos planteados y condicionada para satisfacer las
obras creativas de diseñada según los necesidades e
inquietudes de sus potenciales
6.1.5 Link para creación de página web. El programa para la creación de la pagina
web utilizado
es http://www.mex.tl. En Mex.tl se obtiene un paquete
completo. Dominio, alojamiento web y diseño todo incluido, todo lo que necesita hacer
se
es poner contenido y creatividad. Las herramientas de este
programa de creación,
permiten crear un propio estilo, o simplemente cambiar
plantillas preexistentes.
En Mex.tl se pueden agregar extras extras en el sitio web como un blog, libro de visitas, galerías de fotos, videos, widgets y mucho más. ¡Todo totalmente gratis!
- Pasos para la creación de la web en Mex
Ingresa a la cuenta Mex.tl.
Hacer clic en el vínculo "Mi diseño", en el menú de la izquierda.
Hay 3 opciones. Hacer clic en la opción de "Diseños Preexistentes".
Dar clic en cualquier categoría que se ajuste a tu sitio y luego selecciona el diseño que te guste.
El diseño de tu sitio web ha sido actualizado.
Para añadir / editar / eliminar páginas, dar clic en "Mis Páginas" que aparece en el menú izquierdo. Aquí se puede agregar / editar / borrar tus páginas. En tu editor de la página se puede añadir textos, imágenes y videos. Si sabes HTML, puedes editar el código HTML en el contenido de tus páginas.
Para añadir / editar / eliminar elementos en el menú horizontal de tu sitio, oprimir clic en "Menú Horizontal" situado en el menú de la izquierda. Aquí se puede agregar / editar / eliminar los enlaces de menú horizontal.
7. RESULTADOS
Como resultado de la metodolog铆a aplicada se obtuvo el link de creaci贸n de pagina web :
www.herramientasyequiposdeperforacionpetrolera.mex.tl 7.1 VISTA GENERAL DESDE EL MENU DE PERFILES
En esta página se pueden encontrar todas las herramientas y equipos empleados
en la perforación petrolera y esta constituida así:
7.2 PANEL DE PRESENTACIÓN
7. 3. PANEL DE MENUS
7.4 ÁREA DE INFORMACIÓN
8. CONCLUSIONES
Con la realización de la pagina web como herramienta computacional se logra
presentar
un compendio de información acerca de los
equipos y
herramientas utilizadas para la perforación de pozos petroleros, logrando una optimización de procesos basados en las Tecnologías de educación. Además
con la
información
presentada
en la
www.herramientasyequiposdeperforacionpetrolera.mex.tl , logrando
pagina identificar
los diferentes tipos de equipos utilizados en la perforación de pozos petroleros, exponiendo
las características
y las imágenes relacionadas con estas.
BIBLIOGRAFÍA
Barberii, Efraín E. (1998) El pozo ilustrado. Ediciones Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo FONCIED. PDVSA. Caracas Montiel O. Leonardo (1999) Guía para estudiantes sobre Petróleo y Gas. Editorial Arte. Caracas Garay Juan (1982) ¿Qué es el Petróleo?. Ediciones Librería Ciafre. Caracas PDVSA (2001) Programa de Educación Petrolera. Perforación, equipos y operaciones. Editorial Colson. Caracas