Perforación de Pozos / Drilling wells

3. PERFORACIÓNArmando Morales

TEMA 3. PERFORACIÓN1. Método Original de Perforación2. Perforación Rotatoria3. Aplicaciones de la Perforación Rotatoria4. Sartas de Revestimiento y Cementación5. Operaciones de Perforación Costa Afuera6. Operaciones de Pesca7. Arremetida, Reventón e Incendio8. Problemas Latentes durante la Perforación9. Informe Diario durante la Perforación10. Terminación del Pozo11. Clasificación de Pozos Terminados12. Tabla de Conversión

3.1. PERFORACIÓN A PERCUSIÓN

La técnica de perforación consiste en realizar un movimiento alternativo de bajada-subida de una masa pesada que en su caída va fracturando o disgregando la roca, desprendiendo de la misma trozos de variado tamaño, que después se extraen por medio de una válvula o cuchara de limpieza.Es una técnica válida para cualquier tipo de material, sobre todo rocas consolidadas.Elementos que componen a este método: 1. Columna o sarta de perforación2. Cable que imprime a la sarta el movimiento de

vaivén que le comunica el balancín de la sonda.

3. Sonda o máquina de perforación que desde la superficie del terreno proporciona a la sarta (por medio de un balancín), el movimiento de vaivén.

3.2. PERFORACIÓN ROTATORIA

La función principal del equipo de perforación rotatoria es hacer el hoyo, lo más económicamente posible. Hoyo cuya terminación representa un punto de drenaje eficaz del yacimiento geológico. Lo ideal sería que el equipo de perforación hiciese el hoyo todo el tiempo pero la utilización y el funcionamiento del taladro mismo y las operaciones conexas para hacer y terminar el hoyo requieren hacer altos durante el curso de los trabajos. Entonces, el tiempo es primordial e influye en la economía y eficiencia de la perforación.Componentes del equipo de perforación rotatoria son:La planta de fuerza motrizEl sistema de izajeEl sistema rotatorioLa sarta de perforaciónEl sistema de circulación de fluidos de perforación


El sistema rotatorio es uno de los componentes mas importantes del taladro de perforación. Su función principal es hacer girar la sarta de perforación y que la mecha perfore el hoyo hasta la medida dada. Esta localizado en la parte central del sistema de perforación.Se pueden utilizar dos sistemas muy importantes de la perforación las cuales son la Mesa Rotatoria o el Top Drive componentes básicos del sistema rotatorio mesa rotatoria Esta mesa es una maquinaria sumamente fuerte y resistente, como su nombre lo dice es rotatoria. La cual hace girar al cuadrante y a su vez hace girar la sarta de perforación y la broca.Es muy conocida ya que tiene la capacidad de resistir trabajos muy fuertes y brindar un largo plazo de servicios. Esta es hecha de acero. Esta retiene las cuñas cuando esta soportando el peso de la sarta ya que en ese momento no se esta sosteniendo por el gancho y los elevadores. Se mueve de forma vertical y rotatoria. Existe el sistema de rotación de top drive es un sistema que consta de un motor eléctrico que transmite la rotación a un eje inferior a través de un sistema planetario de engranaje. además en su parte superior tiene una unión giratoria que le permite el paso al lodo. La velocidad de rotación puede controlada desde un panel de regulación de potencia eléctrica.La habilidad de transmitir la rotación a la sarta desde cualquier altura. Pudiéndose así perforar por parejas de 90 ft en lugar de 30 ft ventajas Menor tiempo de conexión perforando. Mayor facilidad al acomodar las parejas al sacar la sarta.Disminución de riesgos de atascamientos por presión diferencial. Desventajas Dificultad para corrida de revestidores, registros dentro de la tubería. Mayor ocupación del encuellador. Mayor costo de adquisicion, instalación y mantenimiento que el sistema convencional.

3.2. PERFORACIÓN

ROTATORIAEquipo Convencional (Perforación con Mesa Rotaria).• Viajando utilizando las lingadas "triples" es mucho más rápido.• Ser capaz de levantar el poco alejado de la parte inferior de la longitud de la Kelly (12 m) ayuda a reducir las posibilidades de quedarse atascado en el caso de que haya un relleno, sobre todo al tiempo que se realiza una conexión de la tubería de perforación.

La configuración de la Mesa Rotaria no puede circular al correr en el agujero


Equipo Con Sistema Top-Drive.Ningún uso de llaves de accionamiento manual para la conexión y quiebre de salida y Bushing kelly en el piso, mejora la seguridad del entorno, por lo tanto contribuye a la salud y la seguridad de la operación de perforación.Automatización y herramienta precisa con las conexiones y quiebre del sistema del top-drive extendiendo la vida útil de la tubería de perforación.En algunos sistemas de accionamiento superiores con altos mástiles, es posible perforar con tres columnas de soporte "triples", con una longitud aproximada de 90 pies, lo que significa menos conexiones, lo que reduce el tiempo de viaje hasta en un 30% aproximadamente.La circulación del fluido de perforación durante la marcha en el agujero por el sistema de accionamiento superior permite una refrigeración eficaz de la broca protegiendo así la junta tórica y el diafragma que tienen limitaciones de temperatura de 150-200 ° C de. Esto reduce la tasa de fracaso del cojinete y cambios frecuentes de barrenas.


Equipo Con Sistema Top-Drive.Desventajas de los sistemas de Top Drive:

La alta automatización aplicada en sistemas de Top Drive requiere un equipo de operación y mantenimiento altamente cualificado y experimentado. Por lo tanto, cuando hay una falta de dicho personal, a continuación, las ventajas deseadas desde el sistema de accionamiento superior pueden no ser observados.La moderna plataforma de unidad superior es más caro que el equipo de perforación convencional, se requiere por lo tanto más capital de inversión que pueden estar fuera del alcance de algunas empresas..Si el mástil del sistema de Top Drive no es lo suficientemente alta como para permitir el disparo utilizando triples, entonces la tasa de disparo es más lenta.

Arreglo del Top-Drive que muestra la circulación al correr en el agujero

3.3. APLICACIONES DE LA PERFORACIÓN ROTATORIA

En el verdadero sentido técnico y aplicación de la perforación rotatoria no es fácil mantener el hoyo en rigurosa verticalidad desde la superficie hasta la profundidad final. Mientras más profundo esté el yacimiento petrolífero, más control exigirá la trayectoria de la barrena para mantener el hoyo recto. Varios factores mecánicos y geológicos influyen en el proceso de hacer el hoyo. Algunos de estos factores tienen marcada influencia entre sí, la cuál, a veces, hace más difícil la posible aplicación de correctivos para enderezar el hoyo.

Pozo VerticalPozo DesviadoPozo Horizontal

Pozo Exploratorio - Algunas veces se llama pozo “wildcat”, que prueba la tierra donde se sabe existen hidrocarburos para determinar si hay gas o aceite presente. Pozo de Apreciación o de Evaluación - Se perforan para determinar la extensión del campo o la cantidad de área que cubre.Pozo de Desarrollo ó Productores - Se perforan en un campo ya existente para explotar el yacimiento (o producir hidrocarburos).

3.4. SARTAS DE REVESTIMIENTO Y

CEMENTACIÓN El programa de TR’s y la cementación de éstos es uno de los varios renglones de la perforación más ligados a la seguridad del hoyo durante las operaciones y posteriormente durante las tareas de terminación del pozo y su vida productiva. Durante la inserción de la tubería en el hoyo ésta puede atascarse y ocasionar serios problemas que pueden poner en peligro la integridad y utilidad del hoyo. De igual manera pueden presentarse serios problemas durante la cementación de la sarta por pérdida de circulación o por imposibilidad de bombear el fluido de perforación o el cemento por obstrucciones en el hoyo. Los revestidores y su cementación pueden representar entre 16 y 25 % del costo de perforación, de acuerdo al diámetro, longitud y otras propiedades físicas de cada sarta de tubos.


CEMENTACIÓN Funciones de la Sarta de Perforación La sarta de perforación es el enlace mecánico que conecta a la barrena de perforación que está en el fondo con el sistema de impulsión rotatorio que está en la superficie. La sarta de perforación sirve para las siguientes funciones:

1. Transmitir rotación a la barrena.2. Transmitir y soportar cargas axiales. 3. Transmitir y soportar cargas de torsión. 4. Colocar el peso sobre la barrena para

perforar. 5. Guiar y controlar la trayectoria del pozo. 6. Permitir la circulación de fluidos para

limpiar el pozo y enfriar la barrena.


CEMENTACIÓN Diseño de la Sarta de Perforación.REQUIERE DE DISEÑO MECÁNICO.1. Transmitir rotación a la barrena.2. Transmitir y soportar cargas axiales.3. Transmitir y soportar cargas de torsión.4. Colocar el peso sobre la barrena para perforar. REQUIERE DE DISEÑO DIRECCIONAL.5. Guiar y controlar la trayectoria del pozo. REQUIERE DE DISEÑO HIDRÁULICO.6. Permitir la circulación de fluidos para limpiar el pozo y enfriar la barrena.


CEMENTACIÓN Diseño Mecánico.Se cubre al final.Describe las limitaciones de la tubería de perforación y de los collares a los esfuerzos de:

Tensión.Sobre-Tensión Permisible. Estallido.Colapso.Torsión.Pandeo.

3.4. SARTAS DE REVESTIMIENTO Y CEMENTACIÓN Diseño Direccional.Es cubierto primero.

Describe la tendencia de la sarta de perforación a causar la desviación del hoyo hacia una predeterminada dirección.


CEMENTACIÓN Diseño Hidráulico.

Describe la influencia que tiene la geometría interna y externa de la sarta sobre las pérdidas friccionales en un sistema circulante de fluidos.Se discute en la sección sobre Mecánica de Fluidos del curso.El análisis recomienda el uso de TP de 5 1⁄2” o 6-5/8” para pozos ultra profundos y la conexión de la TP con la espiga hacia arriba para mejorar la hidráulica en la perforación de pozos someros.


CEMENTACIÓN La sarta de perforación comprende:

Tubería de Perforación operando en Tensión.Tubería Pesada (HWDP) y a veces también la TP operando en Compresión o en Tensión.Lastra barrena de varios tamaños por lo general operando en Compresión.Accesorios tales como barrenas, estabilizadores, motores, escariadores, fresas, martillos, etc.

Para cumplir los objetivos de la perforación de

POZOS VERTICALES Y DE ÁNGULO MODERADO.


CEMENTACIÓN La sarta primaria.

Por ser la primera que se cementará dentro del hoyo, su diámetro será mayor que los de las otras. Su longitud es corta en comparación con las otras del mismo pozo. Sin embargo, su longitud puede variar en ciertos sectores del mismo campo, de uno a otro campo o región petrolera, de acuerdo con las condiciones que presenta el subsuelo superior.Esta sarta primaria es muy importante por las siguientes razones: sirve para contener las formaciones someras deleznables; impide la contaminación de mantos de agua dulce, que pueden ser aprovechados para el consumo humano y/o industrial; juega papel importante como asiento del equipo de control del hoyo (impide reventones, válvulas, etc.) durante toda la perforación de formaciones más profundas y posteriormente para la instalación del equipo de control (cabezal) del pozo productor. Los diámetros más comunes para sartas primarias son: de 9-5/8, 10-3/4, 13-3/8, 16 y 20 pulgadas.


CEMENTACIÓN Las sartas intermedias.

El número de sartas intermedias difiere de un campo a otro. Puede que una sea suficiente o que dos sean requeridas. Hay que recordar que el número de sartas implica cambios de diámetros de barrena para cada etapa del hoyo, y que el diámetro interno de la sarta a su vez y en su oportunidad es el que limita la selección del diámetro de ciertas herramientas que necesariamente hay que meter por la tubería para lograr la profundidad final programada. Si las condiciones lo permiten, no es raro que una sarta pueda hacer la doble función de sarta intermedia y sarta final. Comúnmente los diámetros más usuales para la sarta intermedia son: 8-5/8, 9-5/8, 10-3/4 y 11-3/4 pulgadas.


CEMENTACIÓN La sarta final y de producción.Esta sarta tiene el múltiple fin de proteger los estratos productores de hidrocarburos contra derrumbes, de evitar mediante la adecuada cementación la comunicación entre el intervalo petrolífero y estratos gasíferos suprayacentes o estratos acuíferos subyacentes. En los pozos de terminación doble o triple, la sarta final sirve asimismo de tubería de producción. Por regla general, la formación superior productora descarga por el espacio anular entre la sarta final revestidora y la tubería de producción inserta en aquélla. La TR final puede o no penetrar el estrato petrolífero, según la selección de la terminación empleada. Los diámetros más comunes para la sarta final incluye los de 4-1/2, 5, 5-1/2, 6-5/8, 7 y 7-5/8 pulgadas, respectivamente.

3.4. CEMENTACIÓN Cementación de sartas y otras aplicaciones de la cementación.La cementación de pozos se define como “un procedimiento combinado de mezcla de cemento y agua, y la inyección de ésta a través de la tubería de revestimiento o la de producción en zonas críticas, esto es, alrededor del fondo de la zapata de la tubería de revestimiento, en el espacio anular, en el hoyo no revestido y más abajo de la zapata, o bien en una formación permeable”.

3.4. CEMENTACIÓN La cementación de los pozos petroleros consiste en dos operaciones principales: la cementación primaria y la cementación con fines de remediación. La cementación primaria es el proceso de colocación de una lechada de cemento en el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la formación. La cementación con fines de remediación tiene lugar después de la cementación primaria, cuando los ingenieros inyectan cementos en posiciones estratégicas de los pozos con diversos fines, incluidos la reparación del pozo y su abandono.La cementación primaria es un procedimiento crítico dentro del proceso de construcción de pozos. La cementación proporciona un sello hidráulico que establece el aislamiento zonal, lo que impide la comunicación de los fluidos entre las zonas productivas del pozo y bloquea el escape de los fluidos hacia la superficie. Además, la cementación produce el anclaje y la sustentación de la sarta de revestimiento y protege la tubería de revestimiento de acero contra la corrosión producida por los fluidos de formación. Si no se logran estos objetivos, la capacidad del pozo para explotar todo su potencial productivo puede verse severamente limitada.

Operacion de cementacion primaria basica con dos tapones. Despues de perforar un intervalo de un pozo hasta la profundidad deseada, la columna de perforacion se remueve y se baja una sarta de revestimiento hasta el fondo del pozo.

3.4. CEMENTACI

ÓN

El extremo inferior de la sarta de revestimiento usualmente esta provisto de una zapata de proteccion, y los centralizadores mantienen la tuberia de revestimiento centrada en el pozo. Los ingenieros bombean lavados quimicos y fluidos espaciadores por el interior de la tuberia de revestimiento, desplazando de ese modo el fluido de perforacion.A continuacion, insertan un tapon inferior, seguido por un volumen de lechada de cemento que es suficiente para llenar el espacio anular.

El bombeo continuo de la lechada de cemento hace que el fluido de perforacion salga del interior de la tuberia de revestimiento, ascienda por el espacio anular y salga del pozo. Cuando el tapon inferior se asienta en el extremo inferior de la sarta de revestimiento, se rompe una membrana que posee el tapon, lo que abre un trayecto para el ingreso de la lechada de cemento en el espacio anular. Los ingenieros insertan un tapon superior despues de la lechada de cemento, y luego del tapon superior un fluido de desplazamiento. El bombeo del fluido de desplazamiento empuja el tapon superior hacia abajo hasta que se asienta sobre el tapon inferior, aislando de este modo el interior de la tuberia de revestimiento y el espacio anular y rellenando este ultimo con la lechada de cemento.

3.4. CEMENTACIÓN La mayoría de las operaciones de cementación primaria emplean un método de emplazamiento del cemento que incluye dos tapones. Después de perforar un intervalo hasta una profundidad deseada, una brigada remueve la columna de perforación, dejando el pozo lleno de fluido de perforación. Luego baja una sarta de revestimiento hasta el fondo del pozo. El extremo inferior de la sarta de revestimiento está protegido con una zapata guía o una zapata flotante. Ambas zapatas son dispositivos ahusados, con el extremo en forma de bala, que guían la tubería de revestimiento hacia el centro del pozo para minimizar el contacto con los bordes rugosos o los derrumbes durante la instalación.

3.4. CEMENTACIÓN La zapata guía difiere de la zapata flotante en que la primera carece de una válvula de retención. La válvula de retención impide el flujo inverso, o formación de tubo en U, de los fluidos que pasan desde el espacio anular hacia el interior de la tubería de revestimiento. Los centralizadores se colocan a lo largo de las secciones críticas de la tubería de revestimiento para ayudar a evitar su atascamiento mientras se baja en el pozo. Además, los centralizadores mantienen la tubería de revestimiento en el centro del pozo para ayudar a asegurar la uniformidad de la cementación en el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la pared del pozo.

3.4. CEMENTACIÓN Las lechadas de cemento y los fluidos de perforación suelen ser químicamente incompatibles. Su mezcla puede generar en la interfase una masa espesada o gelificada difícil de remover del pozo, que posiblemente impida la uniformidad de la cementación en todo el espacio anular. Por consiguiente, se emplean medios químicos y físicos para mantener la separación de los fluidos. Los lavados químicos y los fluidos espaciadores pueden ser bombeados después del fluido de perforación y antes de la lechada de cemento. Estos fluidos presentan la ventaja adicional de limpiar las superficies de la tubería de revestimiento y la formación, lo que ayuda a obtener una buena adherencia del cemento.

3.4. CEMENTACIÓN Los tapones limpiadores son dispositivos elastoméricos que proporcionan una barrera física entre los fluidos bombeados dentro de la tubería de revestimiento. Un tapón inferior separa la lechada de cemento del fluido de perforación, y un tapón superior separa la lechada de cemento del fluido de desplazamiento. El tapón inferior posee una membrana que se rompe cuando éste se asienta en la parte inferior de la sarta de revestimiento, generando un trayecto a través del cual la lechada de cemento puede fluir hacia el interior del espacio anular. El tapón superior no posee ninguna membrana; por consiguiente, cuando se asienta sobre el tapón inferior, se anula la comunicación hidráulica entre el interior de la tubería de revestimiento y el espacio anular. Después de la operación de cementación, los ingenieros esperan que el cemento se cure, frague y desarrolle resistencia; proceso que se conoce como esperando fraguado de cemento (WOC). Después del período WOC, que usualmente es de menos de 24 horas, pueden comenzar las operaciones adicionales de perforación, disparos y de otro tipo.

3. 5. OPERACIONES DE PERFORACIÓN COSTA AFUERA

La Perforación Costa Afuera.Las operaciones pioneras de perforación y producción en el lago de Maracaibo, en el mar Caspio y en el golfo de México han sido escuelas para estudios y prácticas fundamentales que llevaron las operaciones mar adentro en el mar del Norte y otros sitios. De las plataformas convencionales de perforación se ha pasado a la construcción de grandes plataformas desde las cuales se pueden perforar direccionalmente varias locaciones. Una vez concluida la perforación, la plataforma queda como centro de producción y manejo de petróleo y/o de gas de un gran sector del campo. Las gabarras de perforación de antaño han sido modificadas, y son hoy estructuras integradas que llevan la estructura empotrada y constituyen un taladro flotante que entra, permanece y sale de la locación como una sola unidad.

Clasificación Sistemas de Perforación Costa AfueraA partir de una plataforma

Convencional (< 500m de profundidad de agua)Profundo (> 500m de profundidad de agua)Equipos y tecnología

1, 2) conventional fixed platforms; 3) compliant tower; 4, 5) vertically moored tension leg and mini-tension leg platform; 6) spar; 7,8) semi-submersibles; 9) floating production, storage, and offloading facility; 10) sub-sea completion and tie-back to host facility.

La producción de petróleo y gas costa afuera es más difícil que las instalaciones en tierra debido al entorno remoto y más dura. Gran parte de la innovación en las preocupaciones del sector de petróleo en alta mar superar estos desafíos, entre ellos la necesidad de proporcionar grandes instalaciones de producción. Las instalaciones de producción y perforación pueden ser muy grandes y una inversión grande, como la plataforma Troll, una plataforma fija en una profundidad de 300 metros.Otro tipo de plataforma en alta mar puede flotar con un sistema de amarre para mantenerlo en el lugar. Mientras que un sistema flotante puede ser más bajo costo en aguas más profundas que una plataforma fija, la naturaleza dinámica de las plataformas presenta muchos desafíos para las instalaciones de perforación y producción.


El océano puede sumar varios cientos de metros o más a la columna de fluido. La adición aumenta la densidad equivalente y las presiones de fondo de pozo en la perforación de pozos de circulación, así como la energía necesaria para levantar los fluidos producidos para la separación en la plataforma.La tendencia hoy en día es llevar a cabo más de los submarina operaciones de producción, mediante la separación de agua del aceite y re-inyectarlo en lugar de bombear hasta una plataforma, o haciendo fluir en Onshore, sin instalaciones visibles por encima del mar. Instalaciones submarinas ayudan a explotar los recursos en aguas cada vez más profundas que habían sido inaccesibles y superar retos planteados por el hielo marino como en el Mar de Barents. Uno de esos problemas en ambientes menos profundos es especulación de los fondos marinos a la deriva características de hielo (medios de protección de instalaciones en alta mar frente a la acción del hielo incluye el entierro en el fondo del mar).


Instalaciones offshore tripuladas también presentan desafíos logísticos y de recursos humanos. Una plataforma de petróleo en alta mar es una pequeña comunidad en sí mismo con cafetería, los dormitorios, la gestión y otras funciones de apoyo. En el Mar del Norte, los miembros del personal son transportados en helicóptero para un turno de dos semanas. Por lo general, reciben un sueldo más alto que los trabajadores en tierra hacen. Suministros y residuos son transportados por barco, y las entregas de suministros deben planificarse con cuidado porque el espacio de almacenamiento en la plataforma es limitado. Hoy en día, mucho esfuerzo va en la reubicación de la mayor cantidad de personal posible en tierra, donde la gestión y los expertos técnicos están en contacto con la plataforma de videoconferencia. Un trabajo en tierra también es más atractivo para el envejecimiento de la fuerza laboral en la industria petrolera, por lo menos en el mundo occidental. Estos esfuerzos entre otros se encuentran en las operaciones integradas plazo establecido. El incremento en el uso de las instalaciones submarinas ayuda a lograr el objetivo de mantener a más trabajadores en tierra. Instalaciones submarinas son también más fáciles de ampliar, con nuevos separadores o diferentes módulos para diferentes tipos de aceite, y no están limitados por el espacio de piso fijo de una instalación de agua anteriormente.


La producción de petróleo y gas costa afuera es más difícil que las instalaciones en tierra debido al entorno remoto y más dura. Gran parte de la innovación en las preocupaciones del sector de petróleo en alta mar superar estos desafíos, entre ellos la necesidad de proporcionar grandes instalaciones de producción. Las instalaciones de producción y perforación pueden ser muy grandes y una inversión grande, como la plataforma Troll, una plataforma fija en una profundidad de 300 metros.Otro tipo de plataforma en alta mar puede flotar con un sistema de amarre para mantenerlo en el lugar. Mientras que un sistema flotante puede ser más bajo costo en aguas más profundas que una plataforma fija, la naturaleza dinámica de las plataformas presenta muchos desafíos para las instalaciones de perforación y producción.


3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDALos trabajos de pesca incluyen, aunque no limitados, lo siguiente:1. Determinación del tipo de pegadura2. Determinación del punto de

atascamiento3. Corte de la sarta4. Captura y arrastre del pescado5. Martilleo de un pescado atascado6. Lavado sobre pescado7. Pesca de una pieza suelta8. Moliendo un pescado9. Pesca E-Line (Wireline) 10.Pesca en pozos con alto grado de

inclinación

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDALos trabajos de pesca más comunes:1. Determinación del tipo de pegadura - 10 tipos

básicos 1. Pega en agujero entubado

1. Atascamiento por arena2. Atascamiento por lodo3. Atascamiento mecánico (4 tipos)

2. Pega a agujero descubierto1. “Keyseating”2. Atascamiento por Cemento 3. Atascamiento por hoyo sub-calibre4. Pega Diferencial5. Atascamiento por Reventón6. Atascamiento por perdida de circulación7. Atascamiento por peladura del hoyo

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento por arenaCausa:

– Arena del anular entrando por un hoyo en el revestimiento o la tubería.

– Empacador mal anclado.

Arena

Empacador

TR

Hueco en la Tubería

Tubería

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento por lodo

– Más común en hoyo desnudoCausa: Lodo compuesto de

barita y sólidos que decantan (deshidratación) en el anular, ocasionando el atascamiento de la tubería.

Lodo

Empacador

TR

Hueco en la Tubería

Tubería

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento mecánico –

Empacador, otros accesorios de fondo de pozo atascados.– Empacadores permanentes– Empacadores recuperables

Causa: Falla de los mecanismos en la operación o del ensamblaje de la herramienta desde taller.

Empacador Atascado

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento Mecánico –

Sartas Múltiples entre torcidas.Causa: Empacador o anclaje que

no puede liberarse ocasionando que la sartas múltiples se enrollen entre si.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento Mecánico – Tubería

pandeada.Causa: Tubería pandeada que no

puede ser liberada y que impide la transmisión de torque por debajo del atascamiento. Es típicamente ocasionado por:– Chatarra o escoria alrededor de la

tubería.– Tubo o tubería que se ha caído.– Peso actuando sobre una sarta de

tubería atascada.– Limpieza inadecuada de hoyo

durante las operaciones de escariado.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento mecánico –

Chatarra suelta en el hoyoCausa: chatarra, tales como

conos, herramientas y cadenas perdidas que causan la pega de la tubería.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: Pega por “Keyseat”

– Probablemente ocurre cuando el hoyo se desvía de su verticalidad.

– La ranura de desgaste es menor que el hoyo del pozo o que el diámetro mayor (i.e. cuello de perforación) atasca la tubería.

Causa: Cuando la tubería de perforación estando bajo tensión desgasta un canal (“keyseat”) en la pared del pozo durante las operaciones de perforación.

Tubería desenroscada

Tubería

Área del Asentamiento de llave

Cuello atascadoHoyo del

pozo

Vista Superior

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento por

cemento.Causa:

– Desplazamiento mal calculado.– Sobre-lavado del hoyo.– Mal funcionamiento mecánico

de la bomba.– Fuga en la sarta de tubería.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: Pega Diferencial

–Ocurre en hoyo desnudo–Intensificada con el incremento del espesor del revoque

Causa:–Presión de la columna de lodo mayor que la presión de los fluidos de la formación en tramos de inmersión.

Sarta

TR

Formación Permeable

Punto de Succión

High pressure

formation

High pressure

formation

Low pressure

formation

DrillingFluid

Formation

Drill Pipe

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: pegue agujero por mala selección

de barrena (Undergauge)Causas:

– Empacadura de esquires alrededor de la articulación de la herramienta.

– Porque:– Embalaje de esquisto alrededor de la

articulación de herramientas– Embotamiento de perforación

anterior. (undergauged) barrena y viajar de nuevo con barrena nueva (totalmente-calibrado).

– Naturaleza plástica de la sal - que fluye hacia el pozo.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: Pegadura por Brote o

Reventón– Presión de la formación

superior a la presión hidrostática causando escombros que son llevados a superficie.

Causas: – Insuficiente peso del lodo de

perforación.– TP vacía.– Viaje con exceso de velocidad.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDATipo: Pegadura por Perdida de

Circulación.– Una de las más frecuentes

problema de pegaduras en operaciones de perforación.

Causa: Fractura por fluido de perforación dentro de formaciones no consolidates o altamente permeables, las cuales pueden ser causa de lavados o de cavidades.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDAType: Sloughing-hole sticking.Cause: Sloughing (shedding) or

swelling formations.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDADeterminar el punto de

atrapamiento.Determinar la profundidad en la cual

ocurrió el atrapamiento. Métodos para determinar el punto

de atrapamiento:– Usando el indicador de punto libre.– Consultar las características de la

tubería, tunbería de revestimiento y elongación de la sarta.Usando la formula de elongación,

tablas y gráficas.– Calcular la longitud de tubería libre.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDAPartiendo de la sarta de trabajo para que las

herramientas de pesca puedan ser ejecutados(discordantes cuerda o cadena de tubo de perforación).

Métodos aceptables:– Back-off – Aplicación de par izquierdo mientras

disparaban cable de prima – Corte Químico – Uso reactivo químico para

grabar una serie de agujeros para debilitar la tubería y poder jalar de ella fácilmente.

– Jet cut – Uso de explosivos en lugar de químicos para cortar tubería. A menudo se utiliza cuando el abandono de un pozo, durante las operaciones de salvamento o cuando baja de líquido, lodo pesado, o el costo impedirían un uso del cortador químico.

– Corte Mecánico – Uso de fuera (externo) o en el interior de corte mecánico (interna) para cortar la tubería.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDA

La captura y tirando el pescado o tubería separado.Atornillar de nuevo en el

pescado - Método preferido. Si no funciona:

– Overshots – con enganche externo, enchufar y tirar.

– Arpones – para coger el interior de un tubo.Sólo se utiliza cuando

overshot no es adecuado.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDAMartilleo de pescado.El uso de herramientas de

impacto para liberar (use el martillo con golpes) hacia arriba o hacia abajo sobre un pez atrapado.

El uso de componentes del resto de la sarta.

3.6. OPERACIONES DE PESCA Y MOLIENDA

Uso de tubería lavadora para lavar, llenar la formación de recortes del BHA que esta provocando la pegadura.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIOCONCEPTOS Y DEFINICIONESArremetida o Brote: Es la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo: tales como aceite, agua o gas, manifestándose en la superficie con un incremento de volumen del lodo en presas. Los brotes ocurren como resultado de que la presión de formación es mayor que la ejercida por la presión hidrostática del lodo, lo cual causa que los fluidos fluyan hacia el pozo. Reventón o Descontrol: Se define como un brote, el cual no se puede manejar a voluntad.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIOLos brotes se clasifican en dos tipos: intrínsecos y operacionales.A. Causa de tipo intrínseco de la formación sobre-

presionada.Son encontradas principalmente en áreas de perforación poco conocidas en las que el peso del lodo empleado para perforar no es suficiente para contrarrestar la presión que los fluidos de la formación ejercen hacia el interior del pozo.Este causa no se debe de encontrar en pozos de desarrollo de áreas conocidas, pues por medio de la información obtenida en los pozos ya perforados como: Registros Geofísicos, datos de perforación, historia de barrenas, etc., se está en posibilidad de efectuar correlaciones para predecir un perfil de presiones probables para una localización vecina.Para estos casos también es factible prevenir un brote por medio del empleo del método para predicción de presiones de formación, llamado exponente “dc”.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIOB. Causa de tipo operacional.

Este tipo de causas, se deben principalmente a descuidos o falta de conocimientos de lo que puede ocurrir, al meter o sacar una tubería, el no llenar el pozo cuando se esta sacando o generar una perdida de fluido al meter muy rápido, así también durante la perforacion el manejo correcto de la densidad programada.Esto como se ha mencionado, son descuidos que como tales pueden controlarse. En los casos mencionados, se tiene como consecuencia la disminución de presión en el fondo del pozo, lo que provoca en la mayoría de los casos, la entrada de fluidos de la formación al pozo.Siempre que entren fluidos de la formación al pozo tales como: gas, agua salada, aceite o alguna combinación de ellos, por definición se tiene un brote. El efecto de sondeo como se denomina comúnmente, es debido a una rápida extracción de tubería, provocando ésta, una succión en el fondo y en las paredes del pozo, esto es más drástico cuando se tiene lo siguiente: condiciones criticas en el lodo y en la geometría del pozo.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIO¡FACTORES IMPORTANTES!CONDICIONES CRITICAS DEL LODO: Cuando se trabaja con lodos de alta reología y tixotropia (viscosidades y gelatinosidades altas) y cuando se tiene mucho filtrado en el lodo ( se forma enjarre muy grueso, reduciendo el diámetro del agujero), provocando succión al extraer tubería.GEOMETRIA DEL POZO: Cuando el diámetro exterior de la herramienta, es muy cercano al diámetro del agujero y cuando la barrena se embola y quedan parcialmente obstruidas las toberas, se genera sondeo al extraer tubería.El empleo de agua para limpiar tubería cuando se saca, al igual que no llenar el pozo, son causas de brotes, pues disminuye la presión hidrostática en el fondo del pozo.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIOINDICADORES DE UN POSIBLE BROTE: La detección de un brote se puede realizar por medio del cuidadoso registro de las velocidades de perforación, el reconocimiento físico del material cortado que sale a la superficie, el análisis del lodo de salida principalmente su densidad, cloruros y su apariencia física, esto se efectúa cuando se esta en la zona de transición, entre la formación normalmente presiónada y la sobre presiónada. Si se logra esto, el reventón no ocurrirá y solo habrá que aumentar la densidad al lodo. DETECCION DE UN BROTE: La detección de un brote, principalmente se tiene por medio del aumento de volumen en las presas, además del aumento en la velocidad de perforación, por análisis del fluido que sale del pozo y por al disminución en la presión de bombeo. Cuando hay indicios del brote, es conveniente parar el bombeo y verificar si el lodo continua saliendo en la linea de flote, cuantificar el volumen que desaloja y si tiende a su incremento, el pozo debe cerrarse, pues a medida que transcurre el tiempo, los fluidos de la formación vencerán cada vez mas la carga hidrostática impuesta por el fluido de perforación.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIOEsta información esta referida a tener disponible y de inmediato: 1. Gasto de la bomba en gal/emb. ó lt/emb.2. Presión y gasto reducidos de circulación.3. Presión máxima del conjunto de preventores.4. Volumen en presas.5. Volumen correspondiente a las Conexiones

superficiales.6. Densidad actual del lodo.7. Presión máxima permisible.8. Gradiente de fractura en la zapata.9. Profundidad de la zapata.10. Geometría de la sarta.11. Geometría del pozo.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIODatos necesarios para el control de pozo registrados posterior al cierre. 1. Presión de cierre en TP y en TR estabilizada.2. Incremento de volumen en presas.3. Longitud de la burbuja.4. Densidad del fluido invasor. 5. Densidad de control.6. Presión inicial de circulación PIC.7. Diámetro inicial del estrangulador.8. Presión final de circulación PFC.9. Número de emboladas necesarias para llenar la

sarta. 10. Número de emboladas necesarias para llenar

el espacio anular. 11. Número de emboladas totales.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIO

Método del PerforadorSe basa en el principio básico del control, requiere de un ciclo de circulación completo para que los fluidos invasores sean circulados fuera del espacio anular usando el lodo con densidad original a un Q y P constante y un estrangulador ajustable.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIOUtilice el método del perforador cuando:Después de ocurrir un brote se deben evaluar las condiciones en el pozo: En caso de incrementar la presión en la TR a valores cercanos a la presión máxima permisible es necesario desalojar el fluido invasor mediante el método del perforador y restablecer el control total con el método del ingeniero o bien se puede aplicar directamente el método del perforador cuando se tiene la certeza de restablecer el control sin necesidad de incrementar la densidad del fluido de perforación. (Por ejemplo: baches de menor densidad). El Principio básico para el control de un pozo es mantener la presión en el fondo constante en todo el proceso, en un valor igual o ligeramente mayor (100 psi = 7 Kg/cm2) a la presión del yacimiento.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIOMétodo del Ingeniero.Este es otro de los métodos que se pueden utilizar para combatir un reventón. Esencialmente el procedimiento inicial, es el mismo que en método del perforador y su principal diferencia, consiste en que el peso del lodo, se incrementa desde el principio de la circulación, antes de que sean desplazados los fluidos de la formación. Este incremento inmediato del peso del lodo, se puede efectuar de dos maneras, por baches o por incremento continuo.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIO

Método del Ingeniero.Implica que estando en el pozo cerrado, se tenga que esperar mientras se prepara lodo con la densidad adecuada y equilibrar la presión hidrostática con la presión de la formación, así como la de recabar los datos necesarios y efectuar los cálculos para llevar a cabo el control total del pozo.

3.7. ARREMETIDA, REVENTÓN E INCENDIOToda arremetida que no pueda ser controlada termina en reventón, con sus graves consecuencias de posibles daños personales, destrucción segura de equipos y hasta posible pérdida del hoyo o del pozo. Si el reventón se incendia, los daños físicos serán mayores y más difíciles y más costosos serán también los esfuerzos para contenerlo. Para el yacimiento, el reventón se convierte en un punto de drenaje sin control, cuya producción durante días o meses ocasiona daños a la formación, con gran pérdida de fluidos y abatimiento de la presión natural. El riesgo de contaminación del ambiente puede tornarse muy serio y los daños podrían sumar pérdidas irreparables y costosísimas.

3.8.PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACIÓN.Aunque se disponga de los mejores equipos, herramientas, materiales, tecnología y personal capacitado, durante la perforación pueden presentarse una variedad de problemas que a veces pueden ser difíciles y costosos. Prevenir situaciones que puedan malograr el buen ritmo y los costos de las operaciones es quizás el anhelo más importante que debe motivar a todo el personal de perforación y de apoyo.

3.8.PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACIÓN.

Pérdida de circulación parcial o total del fluido de perforación.Desviación crítica del hoyo.Constricción del diámetro del hoyo.Torcedura o enchavetamiento del hoyo.Atascamiento de la sarta de perforación.Desenrosque de elementos de la sarta y, por ende, tareas de pesca.Torcedura y desprendimiento de parte de la sarta.Arremetidas y reventón.Incendios.Derrumbe de las formaciones.

3.9. INFORME DIARIO DURANTE LA PERFORACIÓNNinguna información es tan importante como la que diariamente cada perforador escribe en el “Informe Diario de Perforación”. Día a día este informe va acumulando una cantidad de datos que son fuente insustituible de lo acontecido, desde el momento en que comienza la mudanza del equipo a la locación hasta la salida para otro destino, luego de terminado, suspendido o abandonado el pozo.El informe constituye una referencia cronológica que, apropiadamente analizada y evaluada, sirve para apreciar cómo se condujo la perforación; cuál fue el comportamiento del equipo y herramientas utilizadas; qué cantidad de materiales fueron consumidos; cuáles inconvenientes se presentaron durante la perforación; cuánto tiempo se empleó en cada una de las tareas que conforman la perforación; accidentes personales y datos de importancia. Toda esa información puede traducirse en costos y de su evaluación pueden derivarse recomendaciones para afianzar la confiabilidad de los equipos, herramientas, materiales y tecnología empleada o para hacer modificaciones con miras a hacer más eficientes y económicas las operaciones.

3.10. TERMINACIÓN DEL POZOTerminación, en la producción de petróleo, es el proceso de hacer un pozo listo para la producción (o inyección). Esto implica principalmente la preparación de la parte inferior del hoyo a las especificaciones requeridas, se corre en la tubería de producción y sus herramientas de fondo asociadas, así como la perforación y estimulación según sea necesario. A veces, también se incluye el proceso de correr la tubería de revestimiento y cementarla.

3.10. TERMINACIÓN DEL POZOLower Completions.Esto se refiere a la parte del pozo a través de la zona de producción o inyección. Por lo general, la terminación inferior se establece a través de la zona productiva utilizando un sistema de suspensión de revestimiento, que ancla la terminación inferior de la sarta de revestimiento de producción.

3.12. TABLA DE CONVERSION

En la industria petrolera, por razones obvias, se emplean el Sistema Métrico y el Sistema angloamericano, de pesas y medidas. Como la fuente tecnológica petrolera más abundante la constituyen las publicaciones estadounidenses, es necesario usar tablas y factores de conversión de manera constante.

Preguntas y Comentarios

¡ES AHORA

TU TURNO!

Perforación de Pozos / Drilling wells

Education

Transcript of Perforación de Pozos / Drilling wells