2. Tema N..

Tema Nº 1. Introducción a la Perforación de Pozos

Cátedra: Perforación I

Perforación I.

Tema Nº 1. Introducción a la Perforación de Pozos.



PERFORACIÓN

Proceso mediante el cual se comprueba la existencia de hidrocarburos en el subsuelo, penetrando capas o formaciones de la corteza terrestre a través de barrenas de perforación. Cada hoyo perforado se protege introduciendo y cementando una tubería de revestimiento (casing).

El objetivo de la perforación de un pozo de petróleo o gas, es proveer la comunicación entre

el yacimiento petrolífero o gasífero con la superficie a través de un hoyo revestido

con tuberías de aceros especiales cementadas, con la

finalidad de extraer el hidrocarburo del yacimiento para fines comerciales, de

manera SEGURA y ECONÓMICA!

El área escogida para perforar es producto de los estudios geológicos y/o geofísicos hechos anticipadamente, con la intención promordial de

evaluar las perspectivas de las condiciones geológicas del subsuelo perforando un hoyo con el taladro para verificar la existencia de

petróleo en el mismo.



5 Km.

O E 5

00

m

Pozo Localización



HISTORIA

Primera técnica utilizada fue la percusión (1859-1909)

Primer pozo perforado en América: Drake en Pensilvania año 1859 a una

profundidad de 69

En Venezuela comenzó en 1878, con la Compañía Petrolia del Táchira en la

hacienda la Alquitrana Edo.Táchira (125 pies.)

El pozo Zumaque-1 en 1914 (443 pies)

El Barroso -2 en La Rosa - Cabimas en 1922 (1500 pies)

Inicio de la perforación rotatoria en 1901 (Texas)



PERFORACIÓN



FASES:

• Dependiendo de ciertas características del yacimiento algunos

pozos se perforan en dos o más fases

• Fases más comunes en pozos profundos

• Fase I Hoyo/Rev: 36”/30” Piloto

• Fase II Hoyo/Rev: 26”/20” Cond.

• Fase III Hoyo/Rev: 17 1/2”/13 3/8” Sup.

• Fase IV Hoyo/Rev: 12 1/4”/9 5/8” Inter.

• Fase V Hoyo/Rev: 8 1/2”/7 ” Prod.

• Fase VI Hoyo/Rev: 5 7/8”/4 1/2” Liner.



PROFUNDIDAD

TIEMPO

Mudar / Vestir Taladro

Perforar hoyo de sup.

Revestidor superficie

Perforar hoyo intermedio

Revestidor Intermedio

Perforar hoyo producción

Registros/Revestidor/Completación

FASES DE PERFORACIÓN



Proceso general

durante la

construcción de un

pozo.

• Perforar

• Circular • Viajar • Revestir

• Cementar

• Registrar • Completar • Actividades

Complementarias



PROCESO: Perforar

Mecha o Barrena: Herramienta básica del proceso de perforación que se utiliza para cortar y penetrar las formaciones.

Tipos de Mechas: Mechas de Conos: Maquinadas e Insertos, Mecha de Diamantes Policristalinos (PDC)Mechas de Diamantes Naturales.

Selección de Mechas: Dicha selección dependerá del tipo de formación

a penetrar durante las distintas fases. Mecanismos de corte: Incisión (Paleo)

y Trituración, Cizallamiento, Fricción o abrasión.

Sarta de Perforación: Componentes metálicos armados que cumplen las siguientes funciones: P.S.M, Conducción del fluido,Verticalidad o Direccionalidad del hoyo, profundidad, entre otras.

Formada por: • Barras o portamechas (drill collar) • Tuberia de transición (hevi-wate) • Tubería de perforación (drill pipe) • Herramientas especiales

Factores involucrados en su Diseño: • Esfuerzo de la matriz de la roca • Tamaño del hoyo • Tipo de mecha • Tipo de pozo.



PROCESO: Perforar

• Sarta convencional y direccional

DP

(5”)

HW

(5”)

DC

(8”)

MECHA

12-1/4” MECHA

12-1/4”

MWD+ LWD

K-MONEL

(6-3/4”)

HW

(5”) MARTILLO

(6-1/2”)

HW

(5”)

DP

(5”)



PROCESO: Perforar

• Aspectos mecánicos: Conocidas las diferentes formaciones a penetrar, es necesario considerar factores mecánicos que permitan optimar la tasa de penetración (ROP). • Factores mecánicos:

• Peso sobre la Mecha o Barrena (PSM) • Revoluciones por minuto (RPM)

• Factores involucrados en su Diseño: • Esfuerzo de la matriz de la roca • Tamaño del hoyo • Tipo de mecha • Tipo de pozo • Tipos de herramientas especiales

PROCESO: Circular • Fluido: Definición •Tipos: Newtoniano y No Newtoniano • Newtoniano: Fluido que se deforma

inmediatamente al aplicar un esfuerzo por muy pequeño que este sea.

• No Newtoniano: Fluido que requiere de un esfuerzo de corte incial para comenzar a deformarse

• Funciones del Fluido: Controlar los fluidos de la formación. Transportar los ripios o sólidos a la

superficie. Lubricar y enfriar la mecha, así como

la sarta. Estabilidad al hoyo. Potencia Hidráulica a la

mechaSuspensión de los sólidos y Flotabilidad de la sarta.



PROCESO: Circular

• Reología de los Fluidos:

• Ciencia de la fluidez de la materia que describe el comportamiento del flujo de los fluidos.

• Propiedades principales del Fluido:

•Densidad o peso • Viscosidad • Punto Cedente • Geles • Filtrado • Ph • M.B.T

• Hidráulica de Perforación:

• Función del fluido que bajo selección de sus metódos y diseño optimizado resulta en mejoramiento de la ROP

• Métodos Hidráulicos:

• Método de Máximo Impacto Hidráulico (M.I.H) • Método de Máxima Potencia Hidráulica (M.P.H)

• Formaciones no consolidadas • Formaciones consolidadas

• Criterios de Diseño:



PROCESO: Circular

• Caídas de Presión:

• Una vez iniciado el proceso de circulación a una tasa o caudal seleccionado, se genera un esfuerzo o presión de superficie la cual se perderá a través del sistema de circulación por efecto de fricción

• Dichas pérdidas serían en los: Equipos de superficie, tubería de perforación, barras o portamechas, orificios (jets), espacios anular existentes.

• Factores Limitantes:

• Caudal mínimo y caudal máximo • Caudal crítico y caudal óptimo • Presión máxima de superficie

• Velocidades anulares:

• Velocidad anular mínima • Velocidad anular óptima • Velocidad anular crítica

• Tiempo de circulación (fondo arriba):

•Tiempo necesario para enviar los sólidos desde el fondo del pozo hacia la superficie, a fin de realizar el análisis de la formación

• Problemas asociados a los fluidos:

• Pérdida de circulación • Pega de tubería • Daño a la formación



PROCESO: Viajar

• Razones:

• Profundidad alcanzada • Desgaste de la mecha o barrena • Cambio de la sarta • Problemas con el lodo

• Margen de viaje (trip margin):

• Valor adicional agregado a la densidad del fluido para garantizar la no ocurrencia de arremetidas durante los viajes (hoyo sin circulación o estático)

• Efecto de Succión:

• Conocido con el nombre de suabeo (swabbing), es aligerar la columna del fluido disminuyendo por ende su presión hidrostática.

• Efecto de surgencia:

• Conocido con el nombre de efecto pistón, es producido por una inapropiada forma de viaje

• Factores:

• Velocidad de ascenso y descenso • Reología de los fluidos • Espacio anular existente

• Consecuencias:

• Arremetidas y Pérdida de Circulación



PROCESO: Revestir

• Objetivo de los Revestidores:

•Piloto: Tuberia hincada o pilote marino.

• Conductor: Evita erosión de los sedimentos superficiales.

• Superficial: Evita contaminación de los yacimientos de agua dulce y sirve de soporte para la instalación de los BOP

s.

• Intermedio: Aisla zonas de Presiones Anormales y problemáticas.

• Producción: Aisla las formaciones o yacimentos a ser producidos.

• Liner: Su utilización dependerá de los objetivos

trazados.

• Características y propiedades

principales:

• Diámetro Externo e Interno • Drift Diameter • Peso y Grado de acero • Conexión • Resistencia al Colapso • Resistencia al Estallido • Resistencia a la Tensión en el cuerpo del tubo • Resistencia a la Tensión en la conexión

• Zapata: Guía del revestidor a fin de bajarlo sin dificultad • Cuello Flotador: Herramienta que impide el retorno de los fluidos al interior del revestidor.



PROCESO: Revestir • Arremetida:

• Entrada de fluidos de la formación al pozo, que puede ser controlable siguiendo un método adecuado

• Reventón:

• Entrada de fluidos de la formación al pozo, que se comportan en forma incontrable, provocando en ocasiones pérdidas de vidas, equipos y del pozo

• Margen de Arremetida (kick margin):

• Densidad de seguridad que debe sustraerse de la densidad máxima equivalente la cual está asociada con la Presión de Fractura

• Puntos de asentamiento:

• Criterios:

• Los criterios utilizados para la selección de los puntos de asentamiento óptimos de los revestidores, depende del conocimiento de la presión del yacimiento y la presión de fractura, así como de la densidad del fluido a utilizar.

• Diseño de los Revestidores:

• Criterios: • Los criterios para el diseño de los revestidores, están asociados a factores de seguridad para los esfuerzos de colapso, estallido y tensión bajo ciertas consideraciones



PROCESO: Cementar

• Funciones y razones:

• Su función principal es fijar el revestidor a las paredes del hoyo para garantizar la perforación de la próxima fase, cumpliendo con las siguientes razones:

• Proteger y asegurar la tubería en el

hoyo • Aislar zonas de diferentes fluidos

• Aislar zonas de agua superficial y evitar

contaminación de las mismas

• Evitar o resolver problemas de pérdida de circulación y pegas de tubería

• Tipos de Cementación y

descripción del proceso:

• Primaria: Una vez bajado los diferentes revestidores se realiza una Cementación convencional, utilizando para ello un procedimiento que involucra: tapones, espaciadores, lechadas (barrido o cola), aditivos, fluido de desplazamiento,etc.

• Secundaria: Este tipo de Cementación se puede describir como el proceso de forzamiento de lechadas de cemento, debido a un defecto de la cementación primaria o por sellar, abandonar o proteger la migración de fluidos



PROCESO: Registrar

• Razones:

• Localización y evaluación de los

yacimientos de hidrocarburos

• Suministrar información necesaria para

elaborar un mapa estructural del

subsuelo, así como litología,

identificación, profundidad y espesor de

las zonas productoras

• Informar sobre la interpretación

cuantitativa y cualitativa de las

características del yacimiento y de los

fluidos que contiene

• Tipos de Registros

• Registros de litología:

• Identificación litológica a partir de la cual

se interpreta los diferentes tipos de

formación, ej:SP/GR

• Registros de Resistividad:

• Identificación de las propiedades físicas de la roca, su medición se usa en los cálculos de saturación de agua y por consiguiente de hidrocarburos, ej: eléctricos, inducción doble, de contacto, etc

• Registros de Porosidad:

• Determinar el volumen en los poros, ej:

densidad, neutrón, velocidad acústica.



PROCESO: Registrar

• Registros durante la perforación: • Suministrar información contínua durante la perforación, ej:

MWD, LWD



PROCESO: Completar • Métodos de Producción:

• Es el mecanismo natural o artificial que permitirá la producción de las arenas seleccionadas en forma individual o conjunta. Su producción dependerá de las características de dichas arenas, así como su presión de yacimiento.

• Tipos de Completación:

• Completación a hoyo abierto • Completación con tubería ranurada no cementada • Completación a hoyo revestido y cañoneado

• Equipos utilizados: Tubería de producción, Empacaduras, mangas o camisas de circulación, niple de asiento, válvulas de Gas Lift, Arbol de navidad, Balancin, Bomba electrosumergible, entre otros.

• Perforación Direccional • Localizaciones inaccesibles • Pozos de alivio • Domos de Sal • Problemas en el hoyo • Fallas • Multiples arenas • Perforación agrupada (cluster)

• Conceptos involucrados: Inclinación, Dirección, Coordenadas, Rumbo, Buzamiento, Desplazamiento, TVD, MD, DLS

• Núcleos

• Proceso de extracción de una muestra de las arenas a evaluar a fin de caracterizar las mismas. Utilizado en pozos exploratorios o de avanzada

Actividades Complementarias:



Actividades Complementarias: • Prueba de Integridad (LOT)

• Prueba requerida para evaluar la resistencia de la formación a nivel de la zapata :

• Presión de fractura • Densidad equivalente máxima • Gradiente de Fractura • MPAPS

• Pesca

• Proceso para solucionar problemas en

el hoyo, los cuales dificulta la acción

de continuar hasta los objetivos

seleccionados • Pesca externa

• Pesca interna

• Back-off y equipos

• Punto libre, torsión, tensión, vibración,

camarita, pescante, martillo, barras, etc

• Control de Pozo

• Proceso para solucionar mediante el

control del pozo una contingencia de

arremetida

• Consideraciones generales

• Determinar la causa y magnitud de la

arremetida

• Proceder al cierre del pozo y evaluar

presiones • Seleccionar el Método de Control

adecuado según la actividad que se

realice (perforación o viaje)



• Exploratorio

• Desarrollo

• Avanzada

• Selección de

pozos vecinos

• La planificación de un pozo debe contar con las actividades y problemas operacionales ocurridos en los pozos vecinos. Para ello, se debe contar con la ayuda del personal de geología y de yacimiento para la selección más acertada.

CLASIFICACIÓN DE LOS POZOS

Un pozo es “EXPLORATORIO” (wildcat), si su propósito es descubrir un nuevo yacimiento de

petróleo o gas. El propósito de un pozo de “DESARROLLO” es explotar un yacimiento

conocido.

Usualmente, el grupo de geología de la empresa recomienda las localizaciones de los pozos

exploratorios, mientras que el grupo de ingeniería de yacimientos recomienda las

localizaciones de los pozos de desarrollo.



CLASIFICACIÓN DE POZOS PERFORACIÓN COMPLETACIÓN

• EXPLORATORIOS .................. A-2 B-2

• AVANZADA ........................... A-1 B-1

• DESARROLLO ....................... A-0 B-0

• INYECTORES ................ ........ A-0 (I) I



F.H.LAHEE

Objetivo

original

Area donde

se perfora

Clasificación

antes de la

perforación Resultados Positivos Resultados negativos

Dentro del área

probada

Fuera del

área

probada

De desarrollo

De avanzada

De desarrollo,

productor

De extensión

Desarrollo,

seco

De avanzada, seco

Dentro del

área

probada

Exploratorio de

yacimientos

superiores

Descubridor de

yacimientos superiores

Exploratorio de

yacimientos

superiores,

seco

Exploratorio en

Profundidad

Descubridor de

yacimientos más

profundos

Exploratorio en

profundidad, seco

Fuera del

área

probada

Exploratorio de

nuevos

yacimientos

Descubridor de

nuevos

yacimientos

Exploratorio de

nuevos yacimientos,

seco

Areas nuevas Exploratorio de

nuevo campo

Descubridor de

nuevo campo

Exploratorio de

nuevo campo

seco

CLASIFICACION DE LOCALIZACIONES DE POZOS

Para descubrir

nuevos

campos

Para descubrir

nuevos

yacimientos

en estructuras

ó

formaciones

ya productivas

Para

desarrollar

y

extender

yacimientos

A B C

0 0 0

1 1 1

2a 2a 2a

2b 2b 2b

2c 2c 2c

3 3 3

NOTA: La clasificación después de la perforación bien puede no corresponder horizontalmente a la clasificación hecha antes

de perforar el pozo por haber resultado seco el objetivo original y haberse terminado en otros yacimientos.

Clasificación después de la perforación



SIMBOLOS GENERALES PARA MAPAS BASES O ESTRUCTURALES

ABANDONADO SECO ABANDONADO POR

FALLAS MECANICAS

SIN EVALUAR

ABANDONADO CON

INDICIO DE PETROLEO

ABANDONADO CON

INDICIO DE GAS

ABANDONADO CON

INDICIO DE GAS Y

PETROLEO

M

LOCALIZACION

DEL POZO

DOBLE TRIPLE POZO EN PERFORACION POZO EN

EVALUACION

POZO PETROLIFERO POZO PETROLIFERO

10 API

POZO DE GAS POZO DE AGUA

F = FRESCA

S = SALADA

POZO DE CONDENSADO

F

POZO SUSPENDIDOSUSPENDIDO O ABANDONADO

TEMPORALMENTE

INYECTOR EN ALGUN

HORIZONTE

G = GAS

A = AGUA

V = VAPOR

POZO PETROLIFERO

ABANDONADO POR

AGOTAMIENTO

POZO PETROLIFERO

ABANDONADO POR

DEFECTO MECANICO

G M S

POZO DESVIADO

S = SUPERF.

F = FONDO

DESV. CON PERFIL

POZO DESVIADO

CON TOTCOS

POZO HORIZONTAL POZO HORIZONTAL

CON PERFIL

CON TOTCOSSH = S. HORIZONTAL

FH = F. HORIZONTAL

SH SHFH FHS

F

S

F



PERFORACIÓN

A PERCUSIÓN

(1.859/1.882)

PERFORACIÓN

ROTATORIA

(1.901/1.928)

PERFORACIÒN CON

TOP DRIVE

(1.980)

PERFORACIÓN

DIRECCIONAL

(1.930/1.989)

PERFORACIÓN

VERTICAL

(1.901/1.928)

PERFORACIÓN CON

MOTOR DE FONDO

(1.960)

PERFORACIÓN CON

TUBERIA DE

REVESTIMIENTO

(1.990)

PERFORACIÓN

CON COILED TUBING

(1.991/1.993)

SISTEMA ROTATIVO

DIRECCIONAL

(1.990)

GEONAVEGACIÓN

(1.993)

gas

Petróleo

agua



SISTEMA A PERCUSIÒN Ò A CABLE

Fue usado siglos atrás por los Chinos para

perforar pozos de agua, también se empleo

en el año 1859 durante la construcción del

primer pozo petrolero a nivel mundial.

Utiliza una barra de configuración, diámetro

y peso adecuado con la cual por acción de

paleo desmenuza la roca profundizando el

hoyo. VENTAJAS

Útil en formaciones someras muy duras.

Muestras de rocas representativas.

No perjudica las características de la roca

expuesta en la pared del hoyo.

Económico.

DESVENTAJAS

En formaciones duras la perforación

es lenta.

La circularidad del hoyo no es

uniforme.

El material desmenuzado en el fondo

disminuye la efectividad de la barra

No es posible controlar la presión de

formación.



1 2

3

5 8

5

6

7

10 11 9

2

2

14

15

12

17

16

13

1 Maquina de Vapor

2 Correas de transmisión

3 Cable para achicar

4 Malacate

5 Malacate de trasmisión

6 Malacate de Carga Pesada

7 Malacate para cable de perforación

8 Biela

9 Eje conector

10 Viga Maestra

11 Puntal Mayor

12 Bases de la torre

13 Sótano

14 Patas de la torre

15 Cornisa

16 Poleas

COMPONENTES DEL EQUIPO DE PERFORACIÒN A PERCUSIÒN



METODOS DE PERFORACIÒN

SISTEMA ROTATORIO

Se emplea en la industria petrolera desde el año 1901.

Utiliza una herramienta llamada Mesa Rotaria que imprime momento de torsión a la

sarta de perforación la cual a su vez lo transmite a la mecha que tritura la roca. Los

cortes son retirados del hoyo con ayuda del fluido de perforación.

VENTAJAS

Capacidad de perforar a grandes profundidades.

Bajos costos por pie perforado.

Control de las presiones de formación (Anormales, Subnormales).

Capaz de perforar formaciones muy duras.

DESVENTAJAS

Inevitable el daño al yacimiento.



COMPONENTES DEL EQUIPO DE PERFORACIÒN ROTATORIO

1. Cilindro para aire 2. Impide Reventones 3. Base para la Pata 4. Brida del cabezal 5. Engranajes de transmisión 6. Crucetas de Acoplamiento 7. Cornisa (Polea fija) 8. Cabria ò torre 9. Refuerzo diagonal 10.Piso de la Torre 11.Pata de la cabria 12.Malacate 13.Motores (Diesel, Gas, Eléctricos) 14.Caballete 15.Travesaño (horizontal) 16.Conexión acodada 17.Guardacadena 18.Guarda transmisión (de la Colisa). 19.Guarda transmisión ( de las Bombas). 20.Freno hidráulico. 21.Junta Kelly. 22.Tubería de Colmado (Fluido de Perf.) 23.Tubería de descarga (Fluido de Perf.). 24.Cable de perforación. 25.Hoyo de encaje. 26.Batidores fijos (Fluido de Perf.) 27.Batidor Giratorio. 28.Múltiple del fluido de perforación. 29.Tolva (para mezclar fluido de Perf.) 30.Canal de descarga (fluido de Perf.) 31.Tubería de descarga (Fluido de Perf.) 32.Tubería de descarga (Fluido de Perf.) 33.Piso de la subestructura de Motores. 34.Hoyo de descaso. 35.Gancho polea viajera 36.Manguera del fluido de Perf. 37.Cadena de seguridad para manguera del fluido de perf. 38.Colisa. 39.Encuelladero. 40.Tanque de asentamiento del fluido de Perf.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12 13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

27

26

28

29

30

31

32

33 34

35

36

37

38

39

40

42

41

43

44

45

46

47

48 49

50

51

52

53

54

37

41. Cernidor vibratorio de ripio y fluido de Perf 42. Bombas del fluido de perforación. 43. Subiente (tubería para mandar fluido de Perf.) 44. Escalera 45. Sub estructura de la cabria. 46. Subestructura del malacate. 47. Subestructura de la rampa. 48. Tubería de succión del fluido de perforación. 49. Tanque para succionar fluido de perforación. 50. Cámara de amortiguación. 51. Junta giratoria. 52. Asa de la junta giratoria. 53. Bloque viajero 54. Tubería para suministro de agua.



ALQUILER

TALADRO DE

PERFORACIÓN

CABEZAL Y

TUBULARES

SERVICIO DE

FLUIDOS

SERVICIO DE

CEMENTACIÓN

COMPLETACIÓN FUNDACIÓN

OTROS

SERVICIOS

ALQUILER DE

HERRAMIENTAS

% Costo

FUNDACIÓN 3,4

CABEZAL Y TUBULARES 11,0

ALQUILER TALADRO DE PERFORACIÓN 56,2

ALQUILER DE HERRAMIENTAS 2,7

SERVICIO DE FLUIDOS 12,0

SERVICIO DE CEMENTACIÓN 2,9

COMPLETACIÓN 9,4

OTROS SERVICIOS 2,4

COSTOS DE CONSTRUCCIÓN DE POZOS



PERFORACIÓN DE POZOS

PR

OF

UN

DID

AD

GRADIENTE DE PRESION

GPporo

GPlodo

GPfractura

C

B

A

D



Compañías operadoras, de servicios, contratistas y consultores, cada uno con su propia organización, proveen

los servicios necesarios



1. Obtener información sísmica, registros u otra información requerida.

2. Alquilar la tierra u obtener concesión.

Para estudiar las probabilidades de encontrar hidrocarburos en un sitio

determinado, según los estudios de geólogos y geofísicos.

3. Calcular reservas o estimarlas con la información disponible.

4. Realizar un estudio de factibilidad económica con las reservas estimadas.

5. Si la operación es factible, económicamente hablando, se aprueba la perforación del pozo.

6. Obtener permiso de autoridades.

Garantiza los derechos de perforación y producción, y se puede apoyar

en la existencia previa de contratos o convenios.



7. Preparar programa de perforación y completación.

El programa debe especificar, para el contrato de perforación con las

contratistas, lo siguiente:

Fecha de inicio de los trabajos.

Profundidad a alcanzar.

Formaciones a perforar.

Diámetros que el pozos y las tuberías deben tener en determinados puntos.

Programa de lodo y de registros. Y obtención de muestras de formación.

Programa de revestimiento y cementación.

Ensayo previo de terminación del pozo.

Fecha final de terminación.

8. Si es necesario, modificar el programa para adecuarlo al equipo de la contratista seleccionada en la licitación.

9. Construir la vía o camino necesario para acceder al sitio o ubicar la plataforma y equipo marino en caso de ser una perforación costa afuera.

Este paso es necesario para instalar el taladro, alistar los depósitos

de materiales y todos los servicios necesarios para la perforación del

pozo, por ejemplo:



Para el lodo, se instalan tanques metálicos especiales, en lugar de estanques hechos con diques de arena, como se usaba en el pasado.

Las torres se pueden transportar completas, sin desarmar, cuando se trata de cortas distancias y terrenos planos. También, desarmadas totalmente con camiones pesados e intervención de especialistas.

Costa afuera, las torres se arman con grúas de gran potencia instaladas sobre barcazas de fuerte calado.

Existen barcos especiales equipados con torre y la plataformas móviles navegan por su propia fuerza motriz, pero la mayoria de las plataformas oceánicas de gran tamaño son trasladadas por medio de remolcadores

Cuando la ubicación es de difícil acceso el equipo se moviliza con helicopteros y aviones de carga.



10. Convocar todo el personal involucrado para reunión previa al comienzo de la perforación

11. Si es necesario, modificar el programa de perforación.

12. Perforar el pozo.

PASOS GENERALES A SEGUIR PARA LA PERFORACIÓN DE UN POZO

13. Mover equipo de contratista si la unidad de workover va a completar el pozo.

14. Completar el pozo.

15. Instalar las facilidades de superficie.

16. Analizar las operaciones con el personal involucrado.



DIAGRAMA DE FLUJO... OPERACIONES DE PERFORACIÓN

COORDINAR

MUDANZAVESTIR TALADRO E INSTALAR

VIR´S

OPERACIONES DE CEMENTACIÓ

(BOMBEO)

INSTALAR

REVESTIMIENTO

A

A

PERFORAR PROXIMO

HOYO

INSTALAR CABEZAL Y VIR

INSTALAR CABEZAL

Y VIR´S

PERFORAR HOYO

DE SUPERFICIE

INSTALAR

REVESTIMIENTO

PERFORAR HOYO

DE PRODUCCION

OPERACIONES DE GUAYA ELECTRICA

B

OPERACIONES DECEMENTACION

(BOMBEO)

ACTIVIDADES PRINCIPALES

ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS

ACTIVIDADES PREVIAS


(REG. CEMENTACION)

OPERACIONES DE

GUAYA ELECTRICA

(REG. CEMENTACION)


(REG. CEMENTACION)

OPERACIÓN DE CEMENTACION

INSTALAR REVESTIMIENTO

INSTALAR CABEZAL Y VIR

INSTALAR EQUIPOS DE PRODUCCIÓN

B

RETIRAR VIR E INSTALAR CRUZ

DESVESTRIR

TALADRO



Perforación

Producción

Refinación

Exploración

Comercialización

Transporte

FASES DE LA INDUSTRIA PETROLERA



OBTENCIÓN DE CONSTANTES DE CONVERSIÓN

La Industria Petrolera Mundial no utiliza un sistema único de patrones de

medida. Los volúmenes los trabajan en barriles o pies cúbicos, las

longitudes en pies, metros y pulgadas, los pesos en libras fuerza, y asi con

otras cantidades físicas. Por ello, la necesidad de obtener constantes de

conversión que permitan, por ejemplo, obtener el volumen de un tanque

rectangular en barriles, teniendo las longitudes en pies, de una forma

rápida y directa.

Factor conversión unitario

Donde, L está en pies (ft) y el

Volumen se necesita en barriles

(bls). Se realiza entonces la

conversión de ft3 @ bls y se obtiene

la constante de conversión que se

necesita.

EJEMPLO 1




1. Determine la ecuación para calcular el volumen de un cilindro en m3, si la altura del

cilindro está expresada en pies y el diámetro de la base en pulgadas.

2. La velocidad de un fluido en circulación en un punto cualquiera de una tubería está

dada por la relación entre el gasto o caudal sobre el área transversal que esté

atravesando, es decir:

Determine una nueva forma de la fórmula para que la velocidad esté en pies por

segundo, el gasto en galones por minuto y el diámetro de la tubería en pulgadas.

3. La Ley de Darcy para flujo radial está dada por la siguiente ecuación: Determine la constante k1 para que: P = lbs/in2

Q = bls/d V = cps K = md (milidarcy) h = ft Bo = adimensional



4. La siguiente ecuación: ,

de la caída de presión que se origina en una tubería cuando fluye un fluido

newtoniano en régimen laminar y se cumple para:

DP = caída de presión en din/cm2

L = longitud de la tubería en cm

V = viscosidad del fluido en poise

v = velocidad del fluido en cm/s

d = diámetro de la tubería en cm

Determine el nuevo valor de la constante para:

DP = lbs/in2

L = ft

V = cps

v = ft/s

d = in




5. La Ley de Darcy aplicada a fluidos incompresibles y fluyendo en régimen

laminar, está expresada por la ecuación:

Para que las cantidades de la ecuación estén en las unidades planteadas:

Q = gasto, bls/d

K = permeabilidad, darcy

A = área transversal, ft2

V = viscosidad, cps (centipoise)

L = longitud, ft

P = presión, Lbs/ in2

Determine la constante k1 de la ecuación:



PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

En la perforación de un pozo uno de los componentes más importantes y

determinante es el FLUIDO DE PERFORACIÓN. De allí que sea necesario el

control de sus propiedades para el éxito de la operación. Se necesita entonces

conocer y calcular propiedades básicas como: densidad, gravedad específica,

gradiente de presión, tomando como patron las propiedades del agua.

Se define como la relación entre el peso de un cuerpo y el volumen que éste ocupa en el espacio.

Densidad o Peso específico (r)

Por definición densidad y peso específico no son sinónimos, pero en la

industria petrolera se acostumbra a utilizar el término peso para la

densidad, por lo que en adelante si los consideraremos sinónimos.



Para el fluido patron, agua, se tiene:

Densidad o Peso específico (r) Gravedad específica (G´)

Es una cantidad física

adimensional que se determina

con la razón entre la densidad de

un cuerpo o un fluido y la

densidad del agua.

La G´del agua es 1.



Gravedad API (AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE)

Es la gravedad referencia con la

que se comercializa hidrocarburos

en el mundo. Es la equivalente a

densidad y su valor para el agua es

10.

El crudo según su ºAPI se clasifica en:

Extrapesado Hasta 9.9

Pesado 10 – 21.9

Mediano 22.0 – 29.9

Liviano Más de 30

A medida que se hace más liviano su

precio de comercialización aumenta.



Presión

Se define como el cociente entre el módulo de la fuerza ejercida perpendicularmente a una superficie (F) y el área (A) de ésta. Se expresa generalmene en Lbs/in2 (Lpc)

Presión Hidrostática

Es la presión que presente una columna de fluído en condiciones estáticas. Se puede determinar con la ecuación de variación de presión con la profundidad:

Si se requiere la presión en Lpc, y se tiene el peso en Lbs/gal y la altura en pies, entonces la ecuación queda:

Aplicada la definición al fluído de perforación, la presión hidrostática en un pozo puede ser controlada con la densidad del lodo, y se ve afectada por: El efecto de succión que produce

el sacado de la tubería de perforación durante un viaje. La falta de lodo en el hoyo como

consecuencia de una pérdida de circulación.



Gradiente de presión

Es la variación o cambio de la presión por unidad de longitud. Cuando se

habla de variación se incluye tanto aumento como disminución. Se expresa

generalmene en Lpc/ft

Tambien se puede determinar manipulando

la unidad de volumen en la densidad de un

fluido, es decir:

2. Tema N..

Documents

Transcript of 2. Tema N..