Curso de Mudlogging ALS 2

CURSO DE MUD LOGGING

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Issue : 2 Issued by : Ivan Medina C. Reviewed by:Javier

Quintero

Approved by : Denis .Broyer

Revision : 1 Date : 06 - 06 - 98 Date :05-01-99 Date : 01 May 99

El contenido de este documento es propiedad de GEOSERVICES y no puede ser reproducido o utilizado ni total o parcialmente por cualquier

persona sin previa autorizacin escrita de GEOSERVICES.


ALS2 6.26 F

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CONTENIDO. Pagina. 1. Introduccin. Tareas, responsabilidades en mud logging..................................................................................3 2. Introduccin al sistema ALS2. 6 3. El taladro, introduccin.......................................................................................................................................6 4 Mstil y subestructura 8 5 Sistema de poder...............................................................................................................................................8 6 Sistema de elevadores. 8 7. Equipo de rotacin.............................................................................................................................................11 8 Equipo de circulacin. 14 9. Reologia, modelos hidrulicos, tipos de lodos...................................................................................................16 10. Equipo de control de pozo. 19 11. Patada de pozo ( kick).......................................................................................................................................30 12. Sensores. 32 13. La Broca y la sarta de perforacin.....................................................................................................................33 14. Viaje (tripping). 38 15. Tiempo de retorno de la muestra ( lag time ).....................................................................................................38 16. Hidrulica bsica. 39 17. Equipos de deteccin de gas.............................................................................................................................43 18 Gas (teora). 45 19. Revestimiento ( casing ).....................................................................................................................................45 20. Cementacin. 45 21. Prueba de microfracturamiento ( leak off test )..................................................................................................45 22. Corazonamiento. 46 23. Sistema ALS2. Continuacin.............................................................................................................................58 24. Sensores. Conexin. Calibracin. 58 25. Asignacin de los monologs..............................................................................................................................58 26. Operaciones de perforacin. 59 27. Pega de tubera..................................................................................................................................................60 28. Procedimiento del muestreo geolgico. 63 29. Calcimetra.........................................................................................................................................................80 30. Densidad de la lutita. 86 31. Factor lutita ( Shale factor )................................................................................................................................90 32. Solubilidad. 92 33. Descripcin de muestras....................................................................................................................................92 34 Manifestaciones de aceite. 95 35. Pruebas qumicas con las muestras..................................................................................................................96 36. Seminario de Seguridad. 102 37. El masterlog.......................................................................................................................................................102 38. Entrada de datos en la configuracin del pozo. Transferencia del profil.dat a RTM. 102

NOTA : LOS TEMAS QUE NO APARECEN CON DESCRIPCION ESTAN DESARROLLADOS EN EL MANUAL DE TDC.

Traducciones : John Jairo Correa.


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1. INTRODUCCION. TAREAS, RESPONSABILIDADES EN MUD LOGGING.

TRABAJO DEL MUD LOGGER. EL PRINCIPAL OBJETIVO DEL MUDLOGGING ES EL DE ASISTIR EN EL COMPLETAMIENTO EFICIENTE DE POZOS EXPLORATORIOS Y DE DESARROLLO PARA ACEITE Y GAS.

Los Mud loggers ayudan a asegurar la eficiencia y control de costos dando al Cliente de la Compaa un rcord detallado y analtico de la geologa, muestras de aceite y gas, parmetros de perforacin y lodo, y problemas relacionados, encontrados durante la perforacin y la completacion. LA PRINCIPAL RESPONSABILIDAD DEL MUD LOGGER ES LA DE REALIZAR ESTAS TAREAS EN UN TIEMPO Y DE LA MANERA MAS EXACTA. RESPONSABILIDADES CON EL CLIENTE.

MONITOREO GEOLOGICO.

1. Colectar y supervisar la recoleccin de cortes de muestras, de las profundidades propias del tiempo de retorno y los intervalos adecuados. 2. Lavado y tamizado de muestras, dividirlas en porciones correctas y empacarlas en juegos por Cliente, socios y transporte. 3. Examinar y describir muestras de acuerdo con los estndares de la industria petrolera y las especificaciones del Cliente. 4. Evaluar muestras con manifestaciones de hidrocarburos. 5. Establecer un Masterlog exacto y comprensivo de acuerdo con el formato del Cliente. 6. Proveer a todas las partes interesadas con reportes a tiempo y regularmente basados en los datos geolgicos y de perforacin. 7. Notificar al personal del pozo de cualquier problema de perforacin anticipado u observado relacionado con la geologa. 8. Asistir en la recuperacin y descripcin de corazones cuando sea necesario. 9. Asistir en operaciones de prueba de pozo y muestreo cuando sea necesario. MONITOREO DEL GAS Y PARAMETROS PERFORACION.

1. Monitoreo cercano de niveles de gas, tiempo de retorno y parmetros de perforacin, y reportar cualquier anomala a las personas apropiadas, para actuar. 2. Realizar regular y frecuentemente chequeos de calibracin en los instrumentos de gas. 3. Realizar mantenimientos normales y reparaciones necesarias en todos los equipos, particularmente sensores, y reportar daos inmediatamente a las personas apropiadas. 4. Hacer las anotaciones diariamente en las cartas de instrumentos clara y correctamente, y organizarlas para el uso posterior del Cliente. 5.Asistir al Cliente en el control de las operaciones de perforacin, con lo mejor de las habilidades del Mud Logger. REPORTES.

1. Actualizar todos los registros requeridos por el Cliente en una base de datos diaria. 2. Presentar diariamente los reportes concernientes a los parmetros de perforacin y geolgicos a los representantes del Cliente, as como tambin cualquier otro reporte o documento requerido. COMPORTAMIENTO.

1. Este consciente de las regulaciones de seguridad y procedimientos especificados por el Cliente, Geosevices y las autoridades de seguridad respectivas: respete las regulaciones de seguridad en todas las circunstancias. 2. Asegrese de que personal calificado de Geoservices este siempre presente en la Unidad de Mud Logging durante todas las operaciones del pozo. 3. Mantener en mente el concepto bsico de servicio; asegrese de que todas las tareas realizadas para el Cliente satisfagan o excedan los estndares del Cliente. 4. Recordar que la satisfaccin del Cliente no es nicamente una funcin del servicio mismo, si no tambin en la forma que es dado. Las relaciones humanas son una parte esencial del trabajo.

INTRODUCCION AL TRABAJO DE INGENIERIA DE DATOS.


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LA INGENIERIA DE ALS ES UN ASPECTO DEL MUD LOGGING. EL PRINCIPAL OBJETIVO DEL MUDLOGGING ES EL DE ASISTIR EN EL COMPLETAMIENTO EFICIENTE DE POZOS EXPLORATORIOS Y DE DESARROLLO PARA ACEITE Y GAS.

La ingeniera de ALS ayuda a asegurar eficacia y control de costos dotando a la Compaa Cliente con interpretacin detallada y anlisis de: Geologa. Muestras de Gas y Aceite. Parmetros de perforacin. Parmetros de Presin. Hidrulica. Costo del Pozo. Adems, el ingeniero de ALS realiza reportes detallados diarios y finales basados en los datos adquiridos durante la perforacin. LA PRINCIPAL RESPONSABILIDAD DEL INGENIERO DE ALS ES LA DE REALIZAR ESTAS TAREAS A TIEMPO Y DE UNA FORMA PRECISA.

RESPONSABILIDADES DEL INGENIERO ALS CON EL CLIENTE.

GENERAL.

1. Entender y monitorear permanentemente todas las operaciones en el pozo. 2.Informacin y consejo disponible al Cliente sobre las condiciones del pozo durante todas las operaciones relacionadas con la perforacin del pozo. 3. Asegurarse de que todo el equipo de Mud Logging este funcionando adecuadamente, y que los Mud Loggers realicen todo el mantenimiento necesario. 4.Chequear y verificar la calibracin de sensores e instrumentos en los intervalos especificados con los documentos tcnicos pertinentes. 5. Manejar la base de datos del pozo, asegurar la calidad y la integridad de los datos del pozo. 6. Mantener un conocimiento personal de las tcnicas actuales para la interpretacin de los datos del pozo. 7. Cuando sea necesario, ayudar al personal del pozo a entender y usar la interpretacin de datos dada por Geoservices. 8. Usar el conocimiento personal y la experiencia en pozos para mejorar la calidad del servicio de Mud Logging. MONITOREO GEOLOGICO.

1.Supervisar y si es necesario ayudar a los Mud Loggers en el desarrollo de las tareas de monitoreo Geolgico. 2.Disear y producir un Masterlog generado por computador, con las especificaciones requeridas por el Cliente. 3.Entender y usar anlisis rpidos de registros elctricos (wireline) y cartas de MWD, como el Cliente lo requiera. DETECCCION DE GASES Y MONITOREO DE PARAMETROS DE PERFORACION.

1.Supervisar y si es necesario ayudar a los Mud Loggers en la deteccin de gases y en el monitoreo de los parmetros de perforacin. 2. Disear y producir registros de gas generados por computador, con las especificaciones y requerimientos del Cliente. 3.Usar los mtodos de interpretacin de gas dados por Geoservices y por el Cliente para evaluar la calidad de los reservorios y rocas fuente. PARAMETROS DE PRESION - CONTROL DE POZO.

1. Confirmar o ajustar las presiones de fluidos de formacin estimadas (hechos por el Cliente durante la fase de planeamiento del pozo) por correlacin con los valores obtenidos durante la perforacin. 2. Confirmar o ajustar la resistencia a la fractura de la formacin estimada (hechos por el Cliente durante la fase de planeacin del pozo), usando valores obtenidos durante la perforacin. 3. Ayudar al personal del pozo a determinar las densidades del lodo requeridas para el control primario del pozo. 4. Mantener el control primario del pozo anticipando los desequilibrios de presin, cuando sea posible. 5. Cuando sea necesario, asistir al personal del pozo en determinar el mejor procedimiento y la densidad de fluido requerida para un control secundario del pozo (control de Patada). HIDRAULICAS.


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1. Monitorear y grabar la reologa del fluido de perforacin y parmetros de bombeo, diariamente y cuando los valores cambien. 2. Hacer resmenes de la hidrulica actual del hueco (diariamente y cuando el Cliente lo requiera), usando el modelo de circulacin apropiados para las condiciones del pozo. 3. Optimizar el planeamiento hidrulico hecho por el Cliente, para mejorar la rata de penetracin durante la siguiente perforacin. COSTOS DEL POZO.

1. Monitorear y grabar los parmetros mecnicos de perforacin. 2. Hacer resmenes del costo de perforacin por cada corrida de broca, y cuando sea requerido por el Cliente. 3. Cuando sea posible, ayudar al Cliente a optimizar los parmetros mecnicos de perforacin para mejorar la rata de penetracin y reducir los costos de perforacin. OTRAS OPERACIONES.

1. Aplicar los recursos de Geoservices y el conocimiento del personal para asegurar una eficiente ejecucin de las operaciones de pozo, incluyendo las operaciones de revestimiento y cementacin, perforacin direccional, pruebas de evaluacin del pozo y operaciones de pesca y remedio. 2. Recordar que la satisfaccin del Cliente no es solamente una funcin del servicio mismo, pero tambin de la forma en que el servicio es dado. Las relaciones humanas son una parte esencial del trabajo. 3. Estar consciente de las regulaciones y procedimientos de seguridad, como las especificadas por el Cliente, Geoservices, y autoridades relacionadas con la seguridad. Respetar las regulaciones de seguridad y asegurar que todos los miembros del equipo de Mud logging hagan lo mismo. 4.Organizar el grupo de Mud Logging para obtener una optima calidad en el servicio. 5. Conocer exactamente los trminos del contrato de servicio con el Cliente, estar preparado para resolver cualquier problema concerniente a los equipos y servicios contratados. 6. Estar preparado para suministrar al Cliente con informacin tcnica concerniente al equipo y los procesos usados en Geoservices Mud Logging, como tambin cualquier otra informacin requerida por el cliente. 7. Los datos del pozo son propiedad del Cliente. No entregar datos del pozo a nadie sin una autorizacin escrita del Cliente. Al finalizar el pozo, entregar todos los datos del pozo, original y copias, al jefe de base de Geoservices o al Cliente, como el Cliente lo indique. REPORTES.

1. Actualizar todos los registros, impresiones y grficos requeridos por el Cliente, diariamente y cuando se necesite. 2. Presentar reportes diariamente (Geologa, Presiones, Hidrulicas, Desviacin) al representante del Cliente, en el tiempo preciso especificado por el Cliente. 3. Proveer cualquier otro reporte o documento basado en los datos del pozo, cuando sea requerido por el Cliente. 4. Disear y producir registros compuestos basados en Mud logging, registros elctricos y datos de MWD, cuando sean contratados por el Cliente. 5.Preparar un documento del reporte final completo, preciso y confiable, con las especificaciones y formatos del Cliente, para entregar al Cliente en 7 das despus de terminada la perforacin.

FORMATOS COMUNES EN UNA UNIDAD DE MUD LOGGING. Estos son algunos de los formatos ms usados, aunque estos cambian segn la Compaa Operadora.

REPORTE DE INGENIERIA.

RECORD DE LA BROCA.

HIDRAULICAS DE LA BROCA.

DATOS DEL LODO.

DATOS DE DESVIACION.

REPORTE DE CEMENTACION.

LISTA DE REVESTIMIENTO.

DATO DE PROFUNDIDAD DE MEDIA NOCHE.

CURVA DE PROGRESO.( DIAS VS PROFUNDIDAD)

ANALISIS DE TIEMPO.

TALLY BOOK .

HISTORIA DEL POZO.


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SECCIONES RIMADAS.

SECCIONES DE RIMADO ATRAS. (BACKREAMING).

SECCIONES DE ARRASTRE Y SOBRE TENSION.

PUNTOS DE HUECO APRETADO.

PUNTOS DE PEGA DE TUBERA.

PUNTOS DE PERDIDA DE LODO.

PUNTOS DE PATADA.(KICK POINTS).

REPORTES GEOLOGICOS.

MUESTRAS DE ACEITE.

MUESTRAS DE GAS.

GAS DE VIAJE.

GAS DE CONECCION.

GAS DE SUABEO.

TOPES DE FORMACIONES.

DESCRIPCION DE MUESTRAS.

HOJA DE VIAJE. .

2.INTRODUCCION AL SISTEMA ALS.

ALS2. CODIGOS DE EQUIPOS.

ALS 2. NIVEL 1.

ALS2. NIVEL 2.

ALS2. NIVEL 3.

ALS2. NIVEL 4.(MULTIUSUARIO)

ALS2.NIVEL 5.(MULTIUSUARIO).

3. EL TALADRO, INTRODUCCION. Casi todos los taladros empleados en la perforacin de campos petroleros usan el mtodo de la rotaria, en el cual tubera de perforacin con una broca en la punta es rotada desde superficie para hacer el hueco. Los taladros vienen en diferentes tamaos y tipos, de acuerdo con la profundidad mxima y la capacidad mxima de carga que se requieran para el pozo. Todos los taladros de perforacin por rotacin tienen en general los mismos componentes, y se pueden dividir as: 1. El mstil y la subestructura. 2. El sistema de alimentacin. 3. El sistema de elevadores. 4. El sistema de rotacin. 5. El sistema de circulacin. 6. El sistema de control de pozo.


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4. MASTIL Y SUBESTRUCTURA

Los taladros de plataforma permanecen ensamblados ms o menos permanentemente, y las preparaciones para la perforacin toman relativamente poco tiempo. En tierra el taladro, usualmente, debe ser armado cada vez que se va a perforar nuevo un pozo. Este proceso es conocido como Rig up (montaje). Primero la subestructura es trada y ensamblada sobre el contrapozo, la cual descansa directamente en la tierra. La subestructura soporta la Mstil o torre , la tubera que ser usada para perforar el hueco y los malacates

(drawworks), que son las mquinas usadas para levantar y bajar la sarta de perforacin en el hueco. Algunas veces, dependiendo en el diseo, los motores para la energa de la maquinaria del taladro son tambin colocados en la subestructura; posteriormente, con la subestructura ensamblada y con los malacates y motores en su lugar, el siguiente paso es levantar la torre. El mstil soporta todo el equipo de elevadores, y tambin tiene la importante funcin de proveer el espacio para


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almacenar la tubera, lo que hace ms fcil y rpidas las operaciones de viajes, ya que no toca desenroscar y enroscar todos los tubos sino que se hace por cada tres tubos y se encarrilan en la torre. La unin de tres tubos se conoce con el nombre de parada o stand.

5. SISTEMA DE PODER

Prcticamente todo rig usa mquinas de combustin interna de diesel como fuente primaria de poder, Dependiendo de la capacidad del taladro un taladro puede tener de uno a cuatro motores, cada uno de los cuales pueden generar hasta 3000 caballos de fuerza. Los motores se encargan de mover le sistema de rotacin, sistema de elevadores, sistema de circulacin.

6. SISTEMA DE ELEVADORES.

El sistema de levantamiento est compuesto por el draworks ( malacate), la torre o mstil, la corona, el bloque viajero y un cable de alta resistencia(lnea de perforacin).

1. DESCRIPCION DEL EQUIPO. Draworks. Es bsicamente un winche grande. Este consiste en un tambor giratorio alrededor del cual el cable de

perforacin es enrollado o desenrollado. Un freno principal permite al perforador controlar el movimiento hacia abajo de la tubera sin necesidad de mantener el poder en el drawork; tambin poseen un freno hidrulico, el cual ayuda a absorber el momento creado cuando se saca o se mete. El taladro tambin cuenta con malacates hidrulicos de menor tamao, los cuales son utilizados para tareas auxiliares. La lnea de perforacin esta hecho de cable que generalmente va desde 1 1/8 a 11/2 de dimetro y estn diseados para soportar grandes cargas. Durante el montaje el cable de perforacin debe atravesar el sistema de elevadores. El primer paso es subir el cable de la lnea de perforacin tomando el final del cable del carrete proveedor y levantar el final hasta el tope de la torre, donde una enorme polea mltiple esta instalada. Este gran juego de poleas es llamado el bloque de la corona. las poleas son llamadas sheaves. El cable es adems pasado a travez de otro juego de poleas instaladas en el bloque viajero,

Esta lnea es una sola pieza, y pasa varias veces sobre las poleas del bloque viajero y de la corona, el efecto es como si fueran varias lneas. El nmero de lneas (usualmente 8, 10, o 12) dependiendo de cuanto peso debe de soportar. El final de la lnea que corre desde la corona hasta abajo del carretel proveedor es asegurado. Esta parte de la lnea es llamada la lnea muerta, porque est asegurada en el lugar y no se mueve durante la operacin normal.

2. INTRODUCCION DE SENSORES. PESO EN EL GANCHO ( WOH).

DRAWORK.

KELLY Y HEAVE

3. MEDICION DE PARAMETROS. (WOH - WOB) WOH SENSOR.

Determinacin del punto muerto.

4. MEDIDA DE LA PROFUNDIDAD. POSICION DEL GANCHO.

VELOCIDAD DEL GANCHO.

POSICION DE LA BROCA.

PRFUNDIDAD (PROFUNDIDAD DE LA BROCA - PROFUNDIDAD TOTAL).

EN CUAS / ESTADO DE FUERA DE FONDO.

RATA DE PENETRACION.. Rata de penetracin real, para efectuar promedios: minutos por pie. Rata de penetracin proyectada: pies por hora.


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7. EQUIPO DE ROTACION.

1. DESCRIPCION DEL EQUIPO. El sistema ms comn de equipos de rotacin, de arriba a abajo, consiste en un aparato conocido como swivel, una pieza corta de tubera llamada kelly, mesa rotria, tubera de perforacin, y la broca. Los taladros ms grandes y modernos, sin embargo, estn reemplazando gradualmente el sistema de kelly/mesa rotria con uno llamado top drive el cual tiene ciertos beneficios en perforacin. SWIVEL.

La swivel provee un sello presurizado rotante y una va de paso para que el fluido de perforacin sea bombeado hacia el hueco por dentro de la tubera de perforacin. La swivel tiene una manija grande, similar ala manija de un valde pero ms grande, la cual se adapta dentro del gancho en la parte baja del bloque viajero. La manguera rotante (kelly or rotating hose) est unida a un lado de la swivel por medio de un cuello de Ganso; es a travs de esta manguera que el lodo entra a la swivel. LA KELLY Y LA MESA ROTARIA Inmediatamente debajo de la rotaria esta unida una pieza de tubera cuadrada o hexagonal llamada la kelly. La

kelly, como la swivel, es tambin una unidad por la cual pasa el lodo es bombeado en su camino al fondo. La razn por la cual la kelly tenga cuatro o seis lados es porque esto sirve como para transferir movimiento de rotacin a la sarta de perforacin. La kelly ajusta dentro de una abertura cuadrada o hexagonal en un aparato llamado kelly bushing. El kelly bushing, a su vez, ajusta dentro de la parte central de la mesa rotaria llamada


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master bushing. Cuando el master buhsing rota transmite el movimiento a toda la sarta de perforacin. La mesa rotaria, es impulsada por un motor elctrico.

En contraste con el sistema de Kelly, un Top Drive hace rotar la tubera por medio de un mecanismo que esta unido directamente al gancho. El Top drive reduce el tiempo gastado en conexiones, ya que una parada(3 tubos) puede ser perforada al tiempo en vez de tubo por tubo. Adems, el uso del top drive reduce el chance de pega de tubera permitiendo al perforador rotar la tubera mientras se mueve arriba o abajo, lo que no puede ser hecho fcilmente con un sistema de kelly. TOP DRIVE(POWER SWIVEL) EQUIPO DE MANEJO DE TUBERA

El master bushing esta diseado para aceptar diferentes tipos de cuas. Un set de cuas es un aparato en forma cnica alineado con una serie de elementos fuertes en forma de diente, que cuando son colocados al rededor de la tubera, la mantiene suspendida cuando la kelly o el top drive son desconectados. Durante un viaje, la kelly es guardada en un hueco localizado en la mesa de perforacin, llamado el rathole. Hay otro hueco en la mesa rotaria llamado el ratn (mousehole) donde se guarda el siguiente tubo que debe ser

adicionada a la sarta de perforacin. Elevadores: Son abrazaderas que se aseguran alrededor del tope de un tubo. Son usados durante viajes y le

permiten al perforador el levantar o bajar la tubera sin tener que conectar de tubera enroscando. Los elevadores son cambiados de posicin cuando kelly esta fija al bloque de viaje. Tenazas son unas llaves de tubo grandes usadas por el grupo de perforacin para enroscar y desenroscar la

tubera. Se necesitan dos tenazas para hacer este trabajo. Winches operadas con aire, hay dos o tres en la mesa de perforacin y son usados para levantar herramientas,

tubos, personal, etc. Durante un viaje, el encuellador sube a la torre, y se para sobre una pequea plataforma llamada la plataforma del mico monkeyboard, all tambin se puede encarrilar toda la tubera en una plataforma que posee una serie de

barras en forma de dedos.

2. SENSORES INTRODUCCION. RPM. TORQUE (HIDRAULICO / ELECTRICO).


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8. EQUIPO DE CIRCULACION. Debido a que hasta el mas simple lodo de perforacin base agua es muy caro, se mantiene circulando en un sistema cerrado para reutilizarlo tanto como sea posible.

1.EL EQUIPO. PISCINAS Tanque de viaje (Trip Tank): usado para monitorear el correcto llenado del hueco durante la sacada de tubera o el

correcto desplazamiento de la tubera durante la metida de tubera. Trampa de arena (Sand Trap): Es la primera piscina despus de los shale shakers.

Tanque intermedio. Piscina de succin: Conectadas directamente a las bombas de lodo.

Piscina de mezcla: O tanque de la pldora. BOMBAS.

Dos o tres bombas de lodo grandes suministran la suficiente fuerza hidrulico para que el lodo sea circulado a travs del sistema. Hay bombas dplex doble accin (dos cilindros) o triplex (tres cilindros). Se prefieren las

bombas triplex por su alta eficiencia. STAND PIPE / HOSE. Las bombas toman el lodo de la piscina de succin y lo envan al standpipe por la lnea de descarga al standpipe. E l standpipe es un tubo de acero montado verticalmente a un lado de la torre. El lodo es bombeado hacia arriba del standpipe hasta una manguera flexible, muy fuerte llamada rotary hose o kelly hose la cual esta conectada con la swivel. El lodo entra por la swivel y pasa a travs de la kelly, el drill pipe y drill collars, luego sale a travs de los jets

de la broca. Entonces el lodo hace una U retornando a travs del anular, que es el espacio entre la tubera y las paredes del hueco. La cantidad de tiempo que toma el lodo en regresar a la superficie se denomina lag time, y

varia con la profundidad del hueco y con el cambio de la rata de flujo. Finalmente el lodo sale del hueco por una tubera acerada llamada flow line, cae hacia los shale shakers que son

unos aparatos vibradores y con mallas que separan los cortes del lodo; el lodo regresa a las piscinas para continuar con el ciclo. SWIVEL. KELLY.

2. CONTROL DE SOLIDOS. Shale shakers. Como cualquier otro que alguna vez haya recolectado una muestra de corte sabe que, los shale

shakers separan los cortes perforados y otros slidos gruesos. Los shale shakers consisten de una, dos o hasta tres capas de mallas de metal, montadas en un marco de acero sobre bloques aisladores de caucho. Un motor elctrico impulsa un eje excntrico que hace vibrar todo el ensamblaje. La malla filtra los cortes grandes perforados y los derrumbes, mientras que el lodo, las arenas finas, sedimentos y slidos dispersos pasan a un tanque de lodo localizado debajo.


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Los siguientes equipos se encargan de extraer los slidos suspendidos en el lodo y que son muy finos para poder ser eliminados en los shale shakers. Desilters. Desanders Limpiadores de lodo.(mud cleaners). Desanders, Desilters y Mud cleaners son aparatos

similares que usan el principio de hidrocicln para extraer slidos del lodo. Hidrociclone es un contenedor con forma de embudo, montado verticalmente con el terminado estrecho hacia

abajo. El fluido entra de un lado, cerca del tope del embudo. La inyeccin lateral hace que el fluido baje en forma espiral, generando una fuerza centrfuga que empuja los slidos hacia afuera de la corriente. Centrfuga. Remueve los slidos por fuerzas centrfugas, como los hidrociclones. En estos casos, una cmara de

fluido rotante a alta velocidad provee la fuerza necesaria. Las centrifugas remueven slidos abajo de 4-5 micrones en tamao; su principal uso es el de recobrar barita, o para reducir la viscosidad del lodo separando slidos ultrafinos o coloidales. Separador Lodo-Gas. Usualmente consiste en un trayecto de tubera de gran dimetro, que contiene deflectores

internos en el trayecto de circulacin del lodo y el gas. La degasificacin toma lugar cuando el lodo fluye en capas delgadas sobre los deflectores. El separador es instalado verticalmente; la solucin lodo-gas entra cerca del tope y el lodo degasificado sale por el fondo. El descargue del lodo se hace por un sifn adecuado, para permitir que el lodo fluya en la piscina del shaker mientras se mantiene un sello de fluido para prevenir que el gas salga con el lodo. El gas recobrado circula a travs de tuberas de gran dimetro en el tope del separador, y es llevado a una distancia segura lejos del taladro para descarga o quema. Degasificador al vaco. Vacuum degasser consiste en un contenedor de acero a presin instalado verticalmente o

horizontalmente, y adecuado con deflectores internos, como tambin un separador de lodo-gas. Una bomba al vaco que es instalada en el exterior mantiene una presin negativa en el contenedor, para promover la degasificacin cuando el lodo pasa a travs de los deflectores, en capas delgadas. Un motor hidrulico saca el lodo a travs del fondo del descargador del desgasificador, a pesar de la presin interna negativa. Un degasificador centrifugo consiste en una bomba sumergida instalada dentro de una de las piscinas de lodo. La

bomba agita la solucin de lodo-gas dentro de una tubera ms alta que descarga contra un disco de un tanque atomizador circular pequeo. Cuando el lodo golpea el disco el gas es separado, mientras que el lodo fluye abajo para descargarse a travs de una piscina de lodos adyacente Agitadores y Pistolas de lodo. Usados para mantener el lodo bien mezclado en las piscinas. Mezclador Hopper. Es simplemente un aparato, con forma de embudo grande usado cuando se adicionan slidos

como arcilla y barita al lodo.

3. SENSORES ASOCIADOS. NIVELES DE PISCINA GOLPES DE BOMBA SPM. PRESION SPP.

9.REOLOGIA, MODELOS HIDRAULICOS, TIPOS DE LODOS.

REOLOGIA:

MODELOS HIDRAULICOS.

TIPOS DE LODOS.


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10.EQUIPO DE CONTROL DE POZO (WELLHEAD EQUIPMENT).

1.DESCRIPCION.

El equipo de superficie para el control de pozo (FIG 1) consiste de los siguientes componentes principalmente: 1. Preventora de reventones: (preventoras, BOPS) usualmente montada en un conjunto que incluye las

preventoras del anular y tipo ram, para cerrar el pozo en contra de la presin. 2. Drilling Spool: es un accesorio para unir el choke de alta presin y la lnea de matar el pozo, para la circulacin

con las BOPs cerradas. 3. Cabeza del casing, (Casing Head). soldado al primer tubo del revestimiento corrido en el hueco, para proveer

apoyo y un sello de presin para el conjunto de BOP y los futuros revestimientos. 4. Vlvulas Mltiples (Choke Manifol): para controlar el flujo de los fluidos producidos y enrutarlos al separador,

quemador, piscina o tanque almacenador. 5. Vlvula flotadora y/o Preventora interior de reventones (Kelly Cock, Float Valve, Inside Blowout Preventor), , para prevenir el regreso del flujo a travs de la sarta de perforacin.

El equipo de control de pozos para un pozo dado debe ser capaz de manejar confiablemente las mximas presiones de superficie que pueden concebiblemente ocurrir durante la perforacin del pozo. Muchos taladros mantienen varios juegos de equipos para el control de pozos de diferentes tamaos y rangos de presin. El rango de presin ms alto anunciado por los fabricantes de equipos de control de pozos es 20000 psi ( aprox 1379 bares), Los pozos de Alta presin, Alta temperatura (HPHT) (notorios en el Mar del Norte) ahora solicitan rutinariamente equipos de control de pozo del rango de las 15000 psi (aprox. 1034 bares). Arreglo del conjunto de las BOP.

El tpico conjunto de BOP (Fig 2), del tope al fondo, consiste de: * El acople de la campana y la lnea de flujo, para el retorno del lodo durante una circulacin normal. * Una preventora del anular. * Uno o ms juegos de preventoras de tipo-ram. * Drilling Spool * Un juego adicional de preventoras tipo-ram. * La cabeza del revestimiento. El drilling spool incluye dos adaptadores para lineas de alta presin de circulacin. *La lnea para matar (Kill line), usada para bombear lodo dentro del anular, evitando el uso de la Kelly y de la sarta de perforacin. * La lnea de choke (algunas veces llamada lneas de desvo o lnea de flujo), para dar una salida de los fluidos cuando el pozo esta cerrado. Preventoras del Anular (Annular preventers)

Excepto para algunas perforaciones superficiales, todas las fases de perforacin usan juegos mltiples de preventoras de reventn, arregladas en lnea. Usualmente la BOP superior en la lnea es una preventora anular (o tipo bolsa). Una preventora anular (Fig. 3) consiste de un anillo, o empaque, de caucho sinttico metido entre los elementos de compresin superiores e inferiores de acero. Para operar la preventora, el operador de BOP aplica una presin hidrulica a un pistn que comprime el empaque de caucho. La compresin aprieta el empaque contra la pared del hueco del pozo. Si la tubera esta dentro del hueco, el empaque toma la forma de la tubera y sella el anular. Algunas preventoras de anular pueden sellar un hueco abierto si es necesario.


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Figura 1. Disposicin General del Sistema de Control de pozo.


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Figura 2. Arreglo tpico de las Preventoras. Los fabricantes de BOP clasifican las preventoras anulares por su presin de trabajo, la mxima presin para una

operacin confiable a largo termino. Las presiones de operacin para las preventoras anulares incluyen 2000,5000 y 10000 psi (Aprox, 138, 345 y 689 bares).Las preventoras anulares son mecanismos multipropsito de cierre porque estos cerraran todo tipo de formas y tamaos de herramientas de perforacin.

Preventoras ram

Las preventoras ram consisten de dos empaques de caucho montados opuestamente cada uno en rams hidrulicas


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(Fig 4-3b). La configuracin exacta de los empaques depende de la aplicacin deseada para las rams. Las rams de las tuberas usan elementos de empaques con cortes semicirculares que encajan con el dimetro externo de una tubera de perforacin especifica en uso. Si las condiciones de perforacin requieren un cambio en el tamao de la tubera de perforacin, el grupo de perforacin debe instalar pipe rams que encajen en la tubera nueva. Si la sarta de perforacin requiere ms de un dimetro de tubera, la lnea BOP debe tener ms de un juego de pipe rams. Blind rams (rams ciegas) contiene unos elementos de empaque que se asientan firmemente uno contra el otro

cuando se cierran, sellando el pozo. El operador de BOP usa las Blind rams para cerrar el pozo nicamente cuando no hay tubera en el hueco. El sistema de cierre hidrulico es lo suficientemente poderoso que las blind rams pueden aplastar la tubera. Cerrar las blind rams sobre la tubera de perforacin daara los elementos de empaque, estropeando el sello de presin. Shear rams, (rams de corte) no son usadas en todas lneas de BOP, usa unos elementos de empaque que tienen

unas cuchillas de acero que pueden cortar la tubera de perforacin cuando las rams se cierren. Al cortar la tubera la sarta de perforacin cae dentro del hueco. Esto complica el control de pozo, ya que no es posible circular, y los resultados son un trabajo posterior de pesca o el abandono del hueco. Shear rams son equipos de ultimo recurso, usadas nicamente en casos de emergencia extrema. Las preventoras de tipo-ram , aunque estn limitadas a condiciones especificas del hueco del pozo, trabajan bajo presiones ms altas que las preventoras anulares ms verstiles. Las presiones de trabajo para las preventoras tipo-ram incluyen: * 2000 psi (aprox.138 bares) * 5000 psi (aprox. 345 bares) * 10000 psi (aprox. 689 bares) * 15000 psi (aprox.1034 bares) El arreglo preciso de las rams y de los drilling spool depende en la practica preferida de la compaa petrolera operadora. Si la estructura nicamente contiene dos juegos de rams, la mayora de las compaas escogen un juego de pipe rams y otro juego de blind rams. Con tres juegos de rams en la estructura, la compaa operadora puede escoger un juego de shear rams o un juego extra de pipe rams. Algunas lneas (especialmente para aplicaciones submarinas o de presin muy altas) contienen cuatro o ms juegos de rams. Compaas operadoras en practica pueden requerir uno o ms juegos de rams por debajo del drilling spool, o requerir que todas las rams estn encima del drilling spool. No existen arreglos perfectos. Si el drilling spool esta al fondo de la estructura, una fuga en el spool o lnea de choke resultar en una perdida del control del pozo. Si las rams estn debajo del drilling spool, el cierre de las rams previene la circulacin atraves del choke y las lneas de matar el pozo. La cabeza del casing soporta toda la estructura e incluye accesorios para colgar otros revestimientos dentro de esta. La cabeza del revestimiento tambin incluye conexiones para sensores de presin que monitorean el anular de cada revestimiento en el hueco. Ocasionalmente, un trabajo de cementacin de calidad pobre puede permitir que presiones de abajo del hueco alcancen a la cabeza del revestimiento. La comunicacin de la presin detrs del revestimiento requiere un control de pozo secundario, tal como un kick en el hueco abierto.


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Figura 3. Componentes de las Preventoras

Los ingenieros TDC/ALS deben consultar el plan del pozo para aprender el arreglo de las BOP en cada cambio de fase de perforacin. Sistema de Control de BOP.

Los sistemas hidrulicos proveen las fuerzas de cierre para ambos BOP anular y tipo-ram. El sistema cierre hidrulico de BOP en un taladro dado debe proveer un cierre completo en veinte segundos. La mayora de las BOP tambin incluyen aparatos manuales para el cierre de las BOP, si el sistema hidrulico falla. Una caracterstica en el diseo de preventivas del anular es una vlvula que usa la presin del hueco del pozo para ayudar a mantener el cierre, una vez que el empaque de caucho contacta la sarta de perforacin.

El sistema de cierre hidrulico estndar para BOP usa un banco acumulador de fluidos de alta-presin que opera bajo un principio que fue desarrollado en un comienzo para un control de sistemas de aeronaves. El banco


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acumulador consiste en una serie de botellas llenadas parcialmente con fluido hidrulico( 1/8 a ). Un colchn de nitrgeno presurizado ocupa el espacio sobrante en cada botella. Una pequea bomba fijada al sistema mantiene la presin del fluido Hidrulico a un valor preseleccionado. La mayora de acumuladores trabajan con presiones de 1000, 2000 o 3000 Psi. Presiones ms altas de trabajo requieren volmenes ms altos de fluido hidrulico. Bajo presiones incrementadas, el cojn de nitrgeno en cada botella acumuladora se contrae para incrementar el volumen disponible para el fluido hidrulico. El sistema de acumuladores debe proveer un fluido con alta presin suficiente para cerrar todas las preventoras en lnea por lo menos una vez sin recargar. Un sistema de regulacin de presin permite al operador de BOP el variar la presin de cierre de las preventoras. Esto es importante para las operaciones que requieren el desmonte de la tubera bajo presiones. El perforador opera las BOP a travs de un control en una consola instalado en el piso de perforacin. Por seguridad, el banco de acumulacin, montado a una distancia segura de la cabeza de revestimiento, incluye un segundo juego de controles de BOP para operaciones a distancia. Muchos taladros tienen un segundo acumulador de emergencia conectado a una fuente de poder separada El sistema hidrulico usualmente opera el choke y las vlvulas de la lnea para matar el pozo. Las vlvulas pueden ser de carga de resorte (vlvulas de seguridad), que cierran automticamente si el sistema hidrulico falla. VALVULAS MULTIPLES. (CHOKE MANIFOLD).

Durante un Kick, el propsito principal del chocke manifol es el controlar el flujo o fluido del anular, y proveer una ruta para reutilizacion, almacenamiento o disposicin del fluido. Un tpico choke manifold (Fig 6) consiste en una serie de vlvulas y lneas de alta presin interconectadas. Todas las partes del manifold deben tener una mxima presin de trabajo igual a la presin ms alta de un componente de la Bop y resistir la vibracin extrema de un fluido a alta presin. Un flujo de alta presin del pozo puede contener grandes cantidades de arena u otro material abrasivo. Todos los sellos deben ser resistentes a la erosin y las lneas deben de ser tan rectas como sea posible.

El ejemplo del manifold en la Figura 6 incluye: * Una vlvula de salida hidrulica operada para el cierre positivo. * Tres chokes ajustables (vlvulas de avertura-variable)

* Varias vlvulas manuales.

Desde el manifold, salen lneas de alta-presin a los separadores de lodo-gas, piscinas de lodo o tanques retenedores, y una lnea de desviacin o quemador.


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Figura 4. Esquema de un Sistema de Cierre Hidrulico de BOP

Figura 5. Niveles del acumulador de fluidos


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Figura 6 Ejemplo de Vlvulas Mltiples.

La vlvula de salida de la BOP y por lo menos uno de los chokes operados hidrulicamente desde los controles en la consola del choke (Fig.7), aparte de la consola de BOP. La consola de choke incluye medidores anlogos para la presin de la sarta de perforacin y la de revestimiento, que en teora son ms exactas que las medidas de presin en la consola del perforador. Durante un kick los valores oficiales de presin usados para los clculos de kick vienen de las lecturas en las medidas de la consola del choke. El operador del choke (usualmente el tool pusher o el representante del Cliente) manipula el choke basado en las lecturas medidas en la consola del choke. Por lo menos un choke ajustable es operado manualmente. Los chokes ajustables permiten un control preciso del promedio en la velocidad del flujo de retorno y la presin de retorno, para mantener la presin constante en el fondo del hueco durante la circulacin de un kick.


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Figura 7. Ejemplo de una Consola de Control de Choke. Genrica Kelly Cocks, Vlvulas Flotadoras y BOPs internas. La BOP y las vlvulas mltiples solamente pueden controlar el flujo del anular cuando la sarta de perforacin esta en el hueco. Kelly cocks, vlvulas flotadoras y el interior de las BOPs (Fig.8 a-c) cierran el flujo de la sarta de perforacin cuando es necesario. Una kelly cock consiste en una vlvula de bola de cierre manual. Una la practica de perforacin estndar es usar dos kelly cocks durante todo el tiempo de la perforacin. La kelly cock superior ( con roscas de mano-izqierda) se instala entre el tope de la kelly y el swivel. La kelly cock inferior (con roscas de mano-derecha) se instala entre el tope de la kelly y el kelly saver o tope de la sarta de perforacin. Si un kick ocurre, el perforador intentara levantar la kelly lo suficiente para permitir un cierre manual de la kelly cock inferior. Si la sarta de perforacin esta pegada con la kelly abajo cuando el kick ocurre (como algunas veces sucede) el hombre del piso cerrara el kelly cock superior. Una vlvula flotadora es simplemente una vlvula tipo-hoja o resorte cargada en un sentido instalada en el BHA cerca de la broca. La circulacin adelante mantiene la vlvula abierta. Presiones inversas que entren en la sarta de perforacin instantneamente cierran la vlvula. El grupo de perforacin mantiene un BOP interno en el piso de perforacin por si un kick sucede durante un viaje. El BOP interno (o vlvula flotadora) contiene una vlvula de bloqueo en un sentido. La vlvula se cierra con la presin del hueco del pozo pero permite circulacin desde superficie. Diversoras.

Los bolsillos de gas superficiales pueden ser un peligro mayor durante la perforacin, especialmente en plataforma. El gas puede descargar rpidamente el lodo del hueco, resultando en un reventn. Cerrar una BOP con un gas de superficie no es una practica segura. Los asientos de revestimiento en superficie tienden a ser dbiles, y el cierre sobre un flujo de gas fuerte puede fcilmente romper el zapato del casing. En algunos casos, el rompimiento del zapato puede producir fracturas que llegan a la superficie (o al lecho marino cuando es plataforma). El fracturamiento resulta en una perdida total del control de pozo.


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Fig.8. Arreglo Esquemtico de un Sistema de Diversoras.

Los sistemas de diversoras permiten un volumen alto de flujo con un incremento mnimo en la presin anular, y un flujo directo de gas lejos del taladro. Las diversoras no cierran el pozo, porque el cerrarlo puede causar una presin de regreso lo suficientemente fuerte para producir fisuras exteriores del revestimiento de superficie. Una diversora es menos compleja de instalar que un sistema de BOP , ahorrando tiempo del taladro y gastos. Desafortunadamente, las diversoras son aparatos muy pocos confiables. Una tpico diversora (Fig. 8) consiste en una BOP anular y una lnea de acero de gran dimetro, llevada (en dos

direcciones) a una distancia segura lejos de la cabeza del pozo. La lnea de desviacin I.D. debe de ser de doce pulgadas (cerca de 30 cm.) o mas grande, para controlar las altas ratas de flujo de un kick tpico de gas de superficie. Las vlvulas hidrulicas u operadas con aire se abren para permitir flujo a las lneas de desviacin. Las BOP de tipo anular, montada en la cabeza del pozo encima de las lneas diversoras, cierran alrededor de la tubera de perforacin para dirigir el flujo a las lineas de desviacion. Usualmente, los controles de las diversoras se cruzan por lo tanto al cerrar la preventora anular automticamente se abre la vlvula de la lnea de las diversoras. Las diversoras tienen un alto promedio de falla en su uso actual. Las fallas en las diversoras ocurren debido a: * Erosin de los componentes por materiales abrasivos soportados por el flujo de gas * Bloqueo de la lnea diversora por el mismo material * Presin de regreso excesiva debido a un tamao inferior en la lnea diversora para la cantidad de flujo * Inhabilidad para cerrar el hueco del pozo cuando la tubera esta afuera del pozo * Fallas en el sistema de control * Baja calidad de los materiales usados en la construccin del diversor


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Fig.9 Equipo para el Control de Pozos en la Sarta de Perforacin

En aguas profundas en plataforma, la mejor practica parece ser el perforar la superficie del hueco sin un elevador marino. El alto promedio de fallas para los sistemas de diversoras indica la importancia del control primario del pozo. Separadores de lodo-gas y Degasificadores.

El equipo para retirar el gas del lodo es una parte esencial en el control del pozo y los sistemas de circulacin, que permite recuperar el gas que contamina el lodo. Sin el equipo de degasificacin, gases producidos o perforados pueden permanecer en solucin en el sistema de circulacin. El crecimiento gradual de los gases disueltos reduce la densidad del lodo de perforacin, por lo cual reduce la presin hidrosttica y posiblemente permite mas gas entre en la corriente del lodo. El degasificador es especialmente importante cuando se perforan huecos de dametro grande con altas ratas de penetracin. Los equipos de degasificacin consisten de dos tipos bsicos: 1. Separadores de lodo-gas (pocas o ninguna parte mvil)

2. Degasificadores centrfugos o al vaco (usa ayudas mecnicas para incrementar la eficiencia de degasificacin)

2.SENSORES. WHP / CUP

3. PARAMETROS SIDPP / SICP

11. KICK ( PATADA DE POZO ). CAUSAS DEL KICK. DETECCION DEL KICK.


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PASOS EN EL CONTROL DEL POZO.

METODOS DE CONTROL DE POZO.

CASOS ESPECIALES EN CONTROL DE POZOS.

DATOS MINIMOS PARA EL CALCULO DEL KICK CONTROL. 1.KICK DEPTH ft 2.KICK DEPTH TVD ft 3.MW IN ppg 4.SIDPP psi : Shut in drill pipe pressure. Corresponde a la lectura del stand pipe una vez se cierre el pozo, con este dato calculamos el peso del lodo necesario para matar el pozo. 5.SICP psi : Shut in casing pressure. Se lee en el choke manifold. Su monitoreo se realiza conjuntamente con el SIDPP. Este dato de la presin en el anular sirve para identificar el tipo de fluido que entr en el hueco. 6.YIELD POINT El dato del yield point se utiliza para calcular un factor de seguridad por encima del peso del lodo estimado para matar el pozo, esto para contrarrestar las presiones de swabeo durante los viajes y las conexiones. 7.HOLE DIAMETER inches 8.PIPE DIAMETER inches


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Fig. 10 Equipo degasificador

FORMULAS BASICAS. 1. FORMATION PRESSURE (psi) = (0.052 * MW IN * KICK TVD) + SIDPP

2. MW TO KILL ppgSIDPP

KICK TVDMW IN. . ( )

. * . ..

0 052

3. SAFETY MARGIN psiYIELD POINT

HOLE DIAM PIPE DIAMKICK TVD. ( )

. .

( . . ). .

60 052

4. MW TO CIRCULATE ppgSAFETY MARGIN

KICK TVDMW TO KILL. . ( )

.

. . .. .

0 052

12. SENSORES TEORIA / PRACTICA.

FAMILIAS DE SENSORES.

TURCK RELAY AND ZENER BARRIERS, PROPOSITO. WOH. MALACATES. (DRAWWORKS).


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TORQUE ( HIDRAULICO / ELECTRICO). BOMBAS Y RPM (PUMPS AND RPM). PRESION. (PRESSURE) (SPP - WHP - CUP). INSTALACION DE LOS SENSORES.

DSM IN / OUT. TEMPERATURA IN / OUT. CONDUCTIVIDAD. H2S.

13. LA BROCA Y LA SARTA DE PERFORACION.

LA SARTA DE PERFORACIN

Desde el tope del hueco, la sarta de perforacin (Fig.1) consiste de: * Tubera de perforacin * Un (BHA) ensamblaje del fondo del hueco * Una broca

El diseo de la sarta de perforacin es producto del plan del pozo. La compaa operadora especifica el tamao y la resistencia de la tubera de perforacin que va ha ser usada, pero el tipo de formacin que esta siendo perforada y otros factores determinan el tamao y la composicin del BHA.

La longitud de un tubo de perforacin es aproximadamente 30 pies y es llamado junta o tubo. La tubera de perforacin esta hecha para ser reutilizada, y es considerada parte del equipo del taladro. Una sarta de perforacin tpica puede perforar cerca de 120000 m (aprox. 400000 ft) antes de su desgaste.

Cada extremo de cada joint tiene rosca. Un extremo tiene roscas internas (la caja), y el otro extremo tiene rosca en el exterior (el pin). Cuando la tubera esta montada (unida), el pin es colocado dentro de la caja y la conexin es apretada. Estos extremos de rosca son llamados tool joints. Tool joints en las tuberas de perforacin son usualmente

soldadas sobre el exterior del cuerpo del tubo de perforacin por un fabricante que luego corta las roscas con las especificaciones de la industria.

Para la resistencia, los tool joints usualmente son ms grandes que el cuerpo del tubo, y tienen paredes ms gruesas. El cambio en el dimetro entre el cuerpo del tubo y el tool joint es llamado upset. Los tubos de perforacin

pueden ser upset internos, upset externos, o ambos.

El BHA esta compuesto por :

* Drill collars * Heavyweight Drill Pipe * Estabilizadores. * Bit subs y crossover subs Adems, una variedad de otras herramientas puede ser adicionada al BHA para desarrollar funciones especiales.


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Los drill collars son los componentes principales del BHA, es tubera de perforacin muy pesada, con paredes gruesas y usadas por las siguientes razones. * Para colocarle peso a la broca * Para mantener la sarta de perforacin en tensin, reduciendo el desgaste y el doblamiento * Hacer ms rgida la sarta de perforacin cerca a la broca El peso parcial de los drill collars hace una presin abajo sobre la broca para hacer que esta perfore, mientras que la rigidez de los drill collars y la tensin del resto de la sarta tienden a mantener alejado el hueco de la desviacin walking alejado de la vertical. Una desviacin intencional requiere herramientas especiales que no son discutidas aqu.

Fig 1 Componentes bsicos de la sarta de perforacin

Los drill collars no tienen tool joint ya que sus paredes son tan gruesas que no son necesarios, y como los dril pipe, tambin tienen una caja y un pin. Los drill collars tienen con frecuencia cortes de ranuras en espiral sobre estos, una estrategia que ayuda a reducir el chance de que estos se empiecen a pegar (Pega difencial) contra los lados del hueco. Otros tienen unas secciones cruzadas cuadradas, para el mismo propsito. Los heavyweight son usados como una transicin entre los drill collars y el drill pipe, tienen la misma funcin que los drill collars en el BHA . Los heavyweight tienen unas paredes ms gruesas que los drill pipe, para adicionar peso a esta. Unas caractersticas especiales incluyen un tercero o upset central en la mitad del cuerpo de la tubera. Y un Hardfacing (cubierta dura), una capa de material protector en la superficie de los tool joints.

Los estabilizadores soportan el BHA contra las paredes del hueco, ya que debido a las condiciones del hueco y la


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fsica de perforacin, los huecos tienden a desviarse de la vertical. Dependiendo en donde estn localizados en el BHA, los estabilizadores pueden reducir o ampliar esta tendencia cuando se necesite. Los bit subs y los crossovers son tubos cortos usados para adaptar las roscas de un tubo de perforacin a otro.

La sarta rota en el sentido del reloj durante la perforacin, por lo tanto todas las roscas de los tubos estn dispuestas de forma que puedan ser apretadas en esta direccin. Algunas veces (usualmente durante las operaciones de perforacin direccional) los motores de fondo del hueco o las turbinas rotan la broca, en vez de la mesa rotera. Los motores y las turbinas obtienen su fuerza de la circulacin del lodo de perforacin.

BROCAS. Las brocas tienen cientos de variaciones. El diseo de brocas ha tomado aos de investigacin, y diseos nuevos aparecen constantemente a medida que la tecnologa mejora. Las brocas son fabricadas en diferentes tamaos, con el dimetro (gauge) mnimo del tamao del hueco que sea

asumido para cada fase de perforacin. El dimetro del hueco actual medido despus de la perforacin ser usualmente ms grande que el tamao de la broca, debido al derrumbe y a la erosin por el fluido. Brocas Roller-cone (roca) tienen dos o tres conos giratorios montados que giran libremente a medida que la broca

rota. Los fabricantes de brocas sacan dientes de los conos o insertan botones de carburo de tugsteno muy duro en los conos (brocas de insertos). Los dientes son los responsables del corte actual de la formacin a medida que la broca rota. Fig 1 y Fig 2 ilustran las brocas tpicas de dientes e insertadas.

Todas las brocas tienen ranuras a travs de estas para permitir que el fluido de perforacin salga. Las brocas a reaccin (jet bits) tienen boquillas que dirigen las corrientes del fluido a alta velocidad a los lados y al fondo de cada cono, as los cortes de la roca son barridos hacia afuera a medida que la broca perfora. Las brocas de diamante no tienen conos, ni tienen dientes. En cambio, docenas de diamantes industriales son

encajados en el fondo y a los lados de la broca. Las brocas de diamante son usadas para perforar eficientemente formaciones duras. El peso en la broca sobre los cortadores de diamante es suficiente para triturar la roca; los cortes luego son barridos por el lodo. Una variacin del tipo de brocas de diamante es la broca de diamante policristalino compacto (PDC). La superficie de corte de la broca esta hecha de una serie de discos (compactos) que contienen muchos diamantes pequeos encajados en una matriz resistente. Las brocas PDC cortan la roca en capas; estn destinadas principalmente para formaciones blandas y plsticas. Figuras 3 y4 ilustran brocas de diamante tpicas. Las brocas de corazonamiento usualmente usan la tecnologa de las brocas de diamante. La broca tiene una abertura circular para admitir el corazn. Las brocas de corazn son usadas con un barril corazonador (core barrel) que tienen una seccin interna, no rotante. La barrena interna permite que la sarta y la broca roten mientras que el corazn permanece quieto. Algunas operaciones de perforacin requieren que el hueco sea perforado a cierto dimetro (hueco piloto), luego ensanchado durante una posterior corrida de broca. Los perforadores usan ensanchadores de huecos y underreamers y roller reamers (Fig.5) para estas operaciones. Un ensanchador de hueco tiene un dimetro fijo y puede ser corrido nicamente cuando el dimetro interno del revestimiento es lo suficiente grande que permita su paso. Los underreamers son corridos cuando hay una seccin de paso restringido en el hueco, o cuando una cmara de dimetro ms grande debe ser cortada en un hueco existente. Los conos de un underreaming estn montados en brazos movibles que se extienden bajo la presin de circulacin del fluido de perforacin.


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Figura 2 Broca de Roca tricnica Diente - Acero


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Figura 3 Broca con Carburo Insertado

Fig 4. Broca de Perforacin con Diamante.


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Fig. 5 Broca (PDC) Diamante Policristalina Compacto.

Fig. 6 Ensanchadores de Huecos y Underreamers

MANUAL DEL INGENIERO.. FACTOR DE BOYANZA.

BUOYANCY MW ppg 1 0 015. ( )

14. EXPLICACION DE VIAJE.

DESPLAZAMIENTO DE TUBERA.. CAPACIDAD DE LA TUBERA. FUNCION DEL TANQUE DE VIAJE.. SOBRE TENSION / ARRASTRE. (OVERPULL / DRAG). El overpull es el peso registrado por encima del normal de la sarta debido a la tensin ejercida hacia arriba. El drag es la disminucin del peso de la sarta por debajo del normal debido al arrastre ejercido por la sarta al ser desplazada hacia abajo.

VOLUMEN + / -


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Funciona con la Suma 2. de la ALS.

FUNCION DE LA PILDORA.. La pldora balancea la columna de lodo para que al sacar la tubera esta no salga llena y halla poco derrame de lodo en superficie.

15. TIEMPO DE RETORNO. (LAG TIME).

PRUEBA DE CARBURO. (CARBIDE TEST), RICE TEST. CORRECCION DEL TIEMPO DE RETORNO (LAG TIME CORRECTION).

16. HIDRAULICA BASICA. CURSO DE MUD LOGGING. FUNCIONES DEL SISTEMA HIDRAULICO: 1. Limpiar el hueco. 2. Transportar los cortes a superficie. 3. Refrigerar la broca. 4. Lubricar. 5. Ayuda a crear una torta que a su vez estabiliza el hueco y lo impermeabiliza. 6. Soportar las paredes del pozo 7. Crea una columna hidrosttica. 8. Ayuda a monitorear la perforacin, flujo entrando, flujo saliendo, presin de bomba. 9. Ayuda a perforar por impacto hidrulico. Todo esto ocurre cuando el sistema hidrulico se disea dentro de un balance que incluye: Propiedades del lodo. Geometra del pozo. Tamao de boquillas o rea total de flujo. Flujo entrando (galonaje). Presin de bomba. Rgimen de flujo laminar en el anular.

CONCEPTO DE LAG TIME: El lag time o tiempo de retorno de las muestras es el tiempo necesario para que la muestra perforada suba desde la broca a la superficie. Este lag time se puede expresar en minutos o golpes de bomba (strokes).

CALCULO DE UN VOLUMEN ANULAR: Longitud = pies. Dimetros en pulgadas. Volumen anular en barriles.

Volumen Anular barriles Diametro externo Diametro erno Longitud. ( ) . . .int 0 0009714 2 2

CALCULO DEL RENDIMIENTO DE LAS BOMBAS:


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Existen dos tipos de bombas: triplex y dplex. En las primeras el desplazamiento de lodo se hace en un solo sentido, en las dplex hay desplazamiento de lodo en ambos sentidos. Liner = pulgadas. Longitud del golpe.(Stroke length) = pulgadas. Rendimiento. (Output) = galones / stroke.

TRIPLEX LINER STROKE LENGTH 2

0 010206. .

D1 = pulgadas. D2 = pulgadas. Longitud (Length) = pulgadas. Rendimiento (Output) = barriles / stroke.

DUPLEX D D Length 0 0001616 1 22 2. CONCEPTO DEL ECD. El ECD se refiere al peso del lodo equivalente generado por las perdidas de presin en el anular mientras se circula. Este valor relaciona la presin del fondo del hueco mientras se esta circulando a una densidad del lodo. La presin en el fondo durante la circulacin es la suma de la presin esttica de la columna de lodo en la sarta de perforacin ms las perdidas de presin en el anular, y es por lo tanto mayor que la presin hidrosttica. El ECD es el peso del lodo que puede ser requerido para la ecuacin de presin circulante bajo condiciones estticas.

ECD MW Annular losses ppg . ( ) psi = ppg x 0.052 x depth (ft). 1 gr/cc = 8.33 ppg = 0.433 psi/ft. La siguiente es una ecuacin muy aproximada, absolutamente emprica para el clculo del ECD, su uso se debe hacer con extremada cautela:

ECD MW

YIELD POINT

Dhole Dpipe

. .

.117

La presin hidrosttica es igual (psi) = MW x 0.052 x depth (ft). La presin de circulacin es igual (psi) = ECD x 0.052 x depth (ft).

DISTRIBUCION DE LAS PERDIDAS DE PRESION A TRAVES DE TODO EL SISTEMA DE CIRCULACION: 1. PERDIDAS EN EL EQUIPO DE SUPERFICIE.

La siguiente es una ecuacin muy aproximada, absolutamente emprica, para la perdida de presin en superficie ( en psi).

Perdida en erficieMW Vis idad flow rate gpm

. .supcos . ( )

10000


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2. PERDIDAS DENTRO DE LA SARTA DE PERFORACION.

Para hacer un clculo rpido de la hidrulica se obtienen por diferencia. 3. PERDIDAS EN LA BROCA.

La siguiente es la ecuacin para calcular la perdida de presin en broca en psi:

Bit lossmw gpm

TFAc.

.

2

11310 41667

TFAc = TFA x Jet.Efficiency,

TFA inch

j j j jn( )

...

.

2

2 2 2 21 2 3

13038

4. PERDIDAS EN EL ESPACIO ANULAR.

Se pueden estimar a partir del ECD.

ANN LOSS ECD TVD MW TVD. . . 0052 0 052 NOTA : NO SE CONTEMPLAN PERDIDAS EN EQUIPOS TALES COMO MWD, TURBINAS, CORE BARREL, ETC.

OTROS CALCULOS IMPORTANTES DE LA HIDRAULICA EN BROCA: 1. CABALLAJE HIDRAULICO EN BROCA (hhp):

HHP BITBIT LOSS gpm

..

1714

2. CABALLAJE POR PULGADA CUADRADA EN BROCA (BHSI):

BHSIHHP BIT

BITSIZE inch

. .

( )

127322

3. FUERZA DE IMPACTO EN BROCA (LBSF):

IF MW BIT LOSS gpm . .0 01731 4. VELOCIDAD EN BOQUILLAS (FT/SEC):


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JET VELIF

gpm MW.

1932

PRINCIPALES PROPIEDADES DEL LODO DE PERFORACION: 1. LA DENSIDAD O PESO DEL LODO. 2. LA VISCOSIDAD de embudo o Funel Viscosity es una manera muy simple para detectar cambios en la reologa.

Esta prueba se hace simultneamente con la densidad, regularmente cada hora. La viscosidad en embudo es funcin del contenido de slidos y de la naturaleza de la base del fluido lo mismo que de los aditivos usados en el lodo o sea que es un dato instantneo de la viscosidad y nos puede dar una idea de las propiedades reolgicas del fluido. La viscosidad funel se mide en segundos, los segundos requeridos para que un volumen standard de fluido pase por un embudo. 3. LA REOLOGIA. VISCOSIDAD PLASTICA. Indicativa de la concentracin, forma y tamao de los slidos en el fluido. Centipoises. PV

= 600 -300. YIEL POINT. Es indicativo del grado de dispersin o atraccin de las partculas en el fluido de perforacin. Lb / 100 ft

^2. YP = 300 - PV. YIELD STRESS. Suspensin dinmica, controla el tamao de los cortes que el lodo puede suspender. Lb / 100 ft ^2.

YS = (2 x 3) - 6 4. LOS GELES.

GEL 10 SEGUNDOS. GEL 10 MINUTOS. GEL 30 MINUTOS. 5. LA TORTA.

6. EL FILTRADO.

SENSORES QUE INTERVIENEN EN EL SISTEMA HIDRAULICO: 1. SENSORES DE BOMBAS. 2. SENSOR DE PRESION. 3. SENSOR DE FLUJO SALIENDO. 4. SENSORES DE NIVELES DE PISCINAS. 5. SENSOR DE DENSIDAD. 6. SENSOR DE CONDUCTIVIDAD. 7. SENSOR DE TEMPERATURA.

OTRAS ECUACIONES: DIAMETRO PROMEDIO DEL HUECO ABIERTO. (AVERAGE OPEN HOLE DIAMETER).

Bit = inches. Rendimiento.(Output) = bbls / stk.


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Longitud (Length) = ft. AOH = inches.

AOH BITDELTAstks OUTPUT

LENGTH

2

0 0009714.

CONCEPTO DE FLUJO LAMINAR Y FLUJO TURBULENTO:

VELOCIDAD CRITICA: (modelo de Bingham). Antes de usar la formula convierta ppg a gr/cc.

El resultado da en metros por minuto, multiplquelo por 3.28 para obtener pies por minuto.

Vc

Do Di mwPV PV YP Do Di mw

30440 052

2..

Si la velocidad anular es menor que la velocidad critica tenemos flujo laminar, de lo contrario se tiene flujo turbulento. Se da la formula de bingham por ser el modelo que presenta las ecuaciones ms sencillas.

VELOCIDAD ANULAR :

VaQ gpm

Dh Dpft

( ) ./ min

24 512 2

17 EQUIPO DE DETECCION DE GAS.

LINEA DE GAS(GAS LINE). INSTALACION Y MANTENIMIENTO. CLORURO DE CALCIO,PRUEBA DE LINEA DE GAS ( TEST GAS LINE).

ESTANDAR GZ1 DEGASIFICADOR. GZG DEGASIFICADOR (DESGASIFICADOR DEL GASLOGGER.)

COMPARACION GZ1 / GZG DEGASSER. El GZ1 no tiene una relacin constante de lodo / gas. El volumen de lodo que pasa por el GZ1 depende del nivel en el sobre y este es directamente proporcional a la rata de flujo.

GAS DETECTION SYSTEM.(TCD, FID). TCD: Detector de conductividad trmico (Thermal conductivity detector). FID:Detector de ionizacin de llama. ( Flame ionization detector).

PRINCIPIO DE LA CROMATOGRAFIA.


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Separacin y cuantificacin por diferencia en el peso molecular.

CHP - GDP.

PRINCIPIO DEL FID. Quemar los gases por una llama de hidrgeno. Iones de carbono son creados por un campo electrosttico, la corriente de ionizacin ser detectada y amplificada por un electrmetro. H METANO CH4 H.....C.....H H La ionizacin rompe un enlace de hidrgeno con carbono. H H.....C.....H + - H y e estn libres. Los electrones sern detectados por el electrodo de medida debido al voltaje negativo del quemador. La reaccin es proporcional a los tomos de carbono. La llama de hidrogeno tiene suficiente energa para romper solo un enlace de hidrgeno por cada tomo de carbono. TOTAL HYDROCARBON GAS : Nuevo metano equivalente. THG = (1*C1) + (2 * C2) + (3 * C3) + (4 * iC4) + (4 * nC4) + (5 * iC5) + (5 * nC5) + (n * Cn).

ARREGLO DEL FID.

ARREGLO DEL GASLOGGER.

18. GAS ( TEORIA ). INTRODUCCION.

FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS.

TIPOS DE GASES.

INTERPRETACION POR EL METODO DEL TRIANGULO.

INTERPRETACION POR EL METODO DEL DIAGRAMA PIXLER.

WETNESS . BALANCE . CHARACTER. ( Exlog ).

INTERPRETACION POR EL METODO DE CHIAPELLO. ( Total - Geoservices ).

19. CORRIDAS DE REVESTIMIENTO. (CASING).


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1. MONITOREO DE LA BAJADA DE UN REVESTIMIENTO.(CASING).

2. DISEO DEL CASING.

3. INFLUENCIA CUALITATIVA DE VARIAS OPERACIONES EN LOS ESFUERZOS DE UN CASING PARCIALMENTE CEMENTADO.

4. API AND BUTTRESS CASING THREAD FORMS.

20.CEMENTACION. 1. DISEO DE LA CEMENTACION: 2. MONITOREO DE LA CEMENTACION.

3. TIPOS Y CLASES DE CEMENTO API.

4. EJEMPLO DE UNA CEMENTACION EN DOS ETAPAS.

21. LEAK OFF TEST.

22. PROCESO DE CORAZONAMIENTO.. El objetivo del corazonamiento es el traer a la superficie una columna de la formacin perforada. Las operaciones de corazonamiento pueden consistir de:

Toma de corazones individuales usando un barril corazonador convencional, requiere de un viaje completo para recuperar la muestra.

Corazonamiento continuo usando torres de minera adaptadas para huecos delgados (slim-hole); el corazn es recobrado con cable, por lo tanto no es necesario un viaje completo.

Las operaciones de corazonamiento son costosas, y cada corazn tomado es un registro nico de la formacin interceptada. En las secciones de roca recuperada pueden haber fluidos de la formacin que son usualmente retenidos en los espacios porales; si son protegidos de la meteorizacin, los fluidos recuperados pueden proveer una informacin valiosa del reservorio. Adems, la mayora de compaas petroleras requieren un envo fuera del taladro inmediato de los corazones para realizar anlisis geolgicos y geoqumicos completos, por lo tanto es imperativo que los corazones sean cuidadosamente catalogados, sellados contra los efectos del

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