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EL POZO es el medio que comunica al yacimiento con la superficie y por ello los fluidos son producidos a través de él. Un pozo de petróleo es el hoyo que se perfora a través de la corteza terrestre en una forma ordenada y metódica, con un taladro debidamente equipado con el objeto de alcanzar y producir el yacimiento que contiene petróleo. La perforación de un pozo contempla varias etapas que dependen de la profundidad, de las presiones existentes en el subsuelo, etc.
1. Movilización de equipos / Mudanza
3. Perforación del Hoyo
4. Bajada de tubería revestidora
5. Cementación de tubería revestidora
2. Instalación de válvulas impiderreventones
6. Registros Eléctricos y cañoneo
7. Completación del pozo
8. Instalación de equipos de superficie.
Una de las fases más importante de la Extracción de Crudo es la Perforación de los Pozos, su éxito es buen indicio para asegurar la producción estimada y la vida productiva tal que se garantice la recuperación de la inversión así como su rentabilidad. De igual manera este éxito una vez extrapolado a todo el yacimiento, se traduciría en lograr un índice de recobro aceptable dentro de los planes de explotación y por ente la vialidad futura del negocio…
hP fh 052.0
Es la presión ejercida por una columnade fluido de densidad conocida.
Donde:
h: altura de la columna (pies)f: densidad del fluido (Lbs/gal)Ph:presión hidrostática (Lbs/pulg2)
Considere: Que existen 2500 pies de altura de una columna de liquido con densidad de 12libras por galón. Determine: Ph
0.052 : factor de conversión (gal/pie3 xpulg2)
K.O.P = 500’
h (T.V.D) =
Densidad: 12 Lbs/galProf. (MD): 3000 PiesK.O.P: 500 PiesAngulo: 30 0,8660Prof. (TVD): 2665 PiesPh: 1663 Lpc
Densidad: 12 Lbs/galProf. (MD): 3000 PiesAngulo: 0 1,0000Prof. (TVD): 3000 PiesPh: 1872 Lpc
Prof.TVD (pies): 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500Ph (lpc): 312 624 936 1248 1560 1872 2184 2496 2808
ffG *052.0La Presión hidrostática disminuye por:
El pozo no recibe la cantidad de lodopara el llenado apropiado.
La pérdida de circulación causa unadisminución de la columna de lodo (inducida o natural).
Durante la perforación.(Lodo demasiado denso y/o técnicas inadecuadas de perforación)
El proceso de Perforación consiste en conectar el ensamblaje de fondo (BHA)a la mecha con el propósito de penetrar las diferentes formaciones, aplicando los factores mecánicos óptimos (peso y rotación) para obtener la mejor tasa de penetración. En el proceso es conveniente analizar las mechas, los criterios de selección, el mecanismo de corte, los factores mecánicos, la evaluación y la longitud de las barras.
Componentes del equipo:1- Maquina de vapor2- Correas de transmisión 3- Cable de achicar4- Malacate5- Malacate de transmisión6- Malacate para carga pesada 7- Malacate para cable de perforación
1 2
3
15
9 85
10 116
2 7
14
12
1716
13
4
8- Biela9- Eje conector
10- Viga maestra (balancín)11- Puntal mayor12- Bases de la torre13- Sótano14- Patas de la torre15- Travesaños16- Cornisa17- Poleas Se utilizó por más de 60 años en la industria !
Bombas
Rotaria
B.O.P
Revestidores
MechaHoyo
Principales componentes de un equipo de Perforación Rotaria:
Las innovaciones más marcadas fueron:El sistema de izaje, el sistema de circulacióndel lodo y los componentes de la sarta.
1- La torre o cabria de perforación
2- La subestructura
3- La planchada
4- El malacate
5- El bloque corona
6- El bloque viajero
7- El gancho
8- Los elevadores
9- La guaya de perforación
1- La mesa rotaria
2- Los accesorios rotatorios
3- La unión giratoria
4- El cuadrante
5- El sustituto del cuadrante
6- La tubería de perforación
7- Las lastrabarrenas
8- Herramientas especiales de fondo
9- La barrena
1- El fluido (lodo) de perforación
2- El área de preparación del lodo
3- Los equipos de circulación
4- El área de acondicionamiento del lodo.
Equipos de circulación:- Bombas de lodo- Líneas de descarga y retorno- Tubo vertical- Manguera de perforación
1- Los motores primarios
2- El sistema de transmisión de potencia.
-Máquinas gas, diesel o diesel-eléctrico.
1- La unidad acumuladora
2- El conjunto de válvulas (BOP)
3- El múltiple de estranguladores
4- Línea de matar
Objetivo General:
Diseñar sartas de perforación determinando las secciones del ensamblaje de fondo, las tuberías de perforación y la posición de los estabilizadores.
Constituye uno de los elementos más importante en cualquier operación de perforación.
Se considera la unión indispensable para conectar los sistemas de levantamiento, rotación y circulación.
Está constituida por el ensamblaje de fondo y la tubería de perforación.
“ Un buen diseño de estos elementos es el punto de partida para lograr una perforación exitosa. “
ENSAMBLAJE DE FONDO (BHA):
Es la sección de la sarta de perforación que agrupa el conjunto de herramientas entre la mecha y la tubería de perforación.
El ensamblaje de fondo está formado por: barras de perforación (Drill Collar), tubería pesada, estabilizadores y algunas herramientas especiales (accesorios).
Algunas de sus funciones es proporcionar el peso requerido sobre la mecha para maximizar la tasa de penetración, facilitar la obtención de hoyos en calibre, evitar una desviación del hoyo mayor a la normal y minimizar las vibraciones y atascamiento de la sarta.
Su diseño depende de los problemas que presente el hoyo para lo cual se requiere modificar el ensamblaje original.
Ensamblaje no estabilizado. Ensamblaje estabilizado. Ensamblaje direccional.
BARRAS DE PERFORACIÓN (Drill Collar):
Drill Collar tipo Espiral.
Proporcionar rigidez y el peso suficiente sobrela mecha para obtener una ROP más efectiva.
Mantener en tensión la tubería de perforación.
Reforzar el extremo inferior de la sarta deperforación que está sujeta a esfuerzos decompresión, torsión y flexión.
Dimensiones y Propiedades:
Carece de hombrera, por tal razón es necesarioconectar un levantador o niple con caja y pin.
Las barras de perforación se construyen enlongitudes, cuyo promedio es de 30 pies/tubo.
El diámetro interior de los Drill collar varía usualmente entre 1” a 4”, mientras que el diámetroexterno está limitado por el diámetro del hoyo que se está perforando.
TUBERÍA PESADA (Heavy wall Drill pipe):
La tubería pesada constituye el componente intermedio de lasarta de perforación.
La función más importante es servir de zona de transiciónentre las barras y la tubería de perforación, para minimizarlos cambios de rigidez entre los componentes de la sarta,con el objeto de reducir las fallas.
Se usa en situaciones especiales para reemplazar parte delos Drill Collar, sobre todo en áreas donde existe tendencia de atascamiento.
Permite perforar a altas velocidades de rotación con menortorsión, lo cual reduce el desgaste y deterioro de la sarta.
La tubería pesada es ideal para pozos desviados, porque esmenos rígida que las barras y menos contacto con lasdel hoyo. (Mejor control del ángulo y rumbo del pozo).
TUBERÍA PESADA (Heavy wall Drill pipe):
Dimensiones y Propiedades:
Son tubos de pared gruesa unidos entre sí por juntas extra largas. Es de fácil manejo debidoa que tiene las mismas dimensiones de la tubería de perforación corriente (peso y forma).Puede mantenerse en compresión, salvo en pozos verticales de diámetro grande. Se clasifican dependiendo del grado de resistencia, longitud y condición. Por ejemplo una tubería de rango 3 tiene una longitud comprendida entre 38 a 45 pies/tubo.
La transición se logra cuando se tiene entre 15 y 21 tubo en pozos verticales. Para direccionales se recomienda utilizar 30 juntas o más.
3 1/2 2 1/16 0,719 4 3 5/8 345400 19535 NC 38:3 1/2 IF 4 3/4 2 3/16 26 8104 2 9/16 0,719 4 1/2 4 1/8 407550 28745 NC 40: 4 IF 5 1/4 2 11/16 28 870
4 1/2 2 3/4 0,875 5 4 5/8 548075 40625 NC 46: 4 IF 6 1/4 2 7/8 42 1290 40 17455 3 1,000 5 1/2 5 1/8 691185 56365 NC 50:4 1/2 IF 6 1/2 3 1/8 50 1550 48 2090
Perform. Prop.
Torsional Yield
(lbs-f t)
Torsional Yield
(lbs-f t)
Nominal Size (In)
Tube
I.D (In)
Walk Thick (In)
Center (In) I.D
Ends (In)
Nom. Tube Upeet Sec.
Tool Joint
WT/FT WT/TJ
Rango IIDimentions
ConectionO.D (In)
I.D (In)
Rango III
WT/FT WT/TJ
Weight
ACCESORIOS:
1. Sustitutos (Cross over sub, Bitsub)
Función:
Conectar la mecha a la sarta.
Posición:
Encima de la mecha.
2. Martillo (Drilling Jar)
Función:
Proporcionar energía de impacto enlas sartas atascadas.
Posición:
Intercalada en la tubería pesada en tensión.
Martillos.
ACCESORIOS:
3. Acelerador (Drilling Acelerator)
Función:
Incrementar la energía del Martillo.
Posición:
Una junta por encima del Martillo.
4. Motores (Drilling Motors)
Función:
Suministrar rotación de fondo ( pozos direccionales)
Posición:
Sobre la Mecha.
ACCESORIOS:
6. Herramientas de medición (MWD).
Función:
Medir los parámetros del fondo entiempo real (petrofísico, direccionalesde perforación).
Posición:
Encima de la mecha y/o amortiguador o motor, según se requiera.
5. Amortiguador (Shock Absorber)
Función:
Minimizar la vibración de la sarta.
Posición:
Encima de la mecha.
ACCESORIOS:
7. Estabilizadores
Función:
Dar firmeza y seguridad al BHA o sarta de perforación, cuidándola del contacto con las paredes del hoyo y evitar desviaciones por acuñamiento lateral de la sarta.
Posición:
La disposición de los estabilizadores en el ensamblaje depende del desempeñoy el efecto que se quiera dar en la trayectoriade la sarta, esa ubicación se obtiene por:
Estabilizadores rotatorio tipo espiral. Experiencias de campo en pozos vecinos, Simulación computarizada que efectuépredicciones de la trayectoria, de acuerdocon la posición del estabilizador, y/o Uso de tablas para la colocación de estabilizadores “Drilco-smith International Inc”.
Trayectoria EspiralPackedSuper PackedFull PackSuper Full PackMaxi Full Packed
No Empacados BuildDrop/Pendulum Disminuir ángulo
Trayectoria deseadaDireccional Especificos
Estabilizado
Mantener Trayectoria
Incrementar ángulo
Empacados
Tipos Arreglos ComportamientoNo estabilizado (Slick) Trayectoria Espiral
PackedSuper PackedFull PackSuper Full PackMaxi Full Packed
No Empacados BuildDrop/Pendulum Disminuir ángulo
Trayectoria deseadaDireccional Especificos
Estabilizado
Mantener Trayectoria
Incrementar ángulo
Empacados
Tipos Arreglos ComportamientoNo estabilizado (Slick)
TUBERÍA DE PERFORACIÓN (Drill pipe):
La tubería de perforación es el componente de la sarta que conecta el ensamblaje de fondo (BHA) con la superficie. Tiene como funciones principales:
Transmitir la potencia generada por los equipos de rotación a la mecha. Servir de conducto para la circulación a presión del fluido durante la perforación.
Los Drill pipe se clasifica de acuerdo con la longitud, el grado de acero y la condición o estado físico.
Clasificación:
Permitir que la sarta alcance la profundidad deseada.
Longitud: Rango 1: Comprende la de 23’ a 26’ Rango 2: Comprende la de 27’ a 34’ Rango 3: Comprende la de 35’ a 45’
La tubería de rango 2, con una longitud promedio de 30 pies es la más utilizada.
Mínimo MáximoD D55 55000 75000E E75 75000 105000X X95 95000 125000G G105 105000 135000S S135 135000 165000
Resistencia a la tensión (lbs/pulg2)Simbolos Grados
Punto de Cedencia (lbs/pulg2)
145000
70000100000105000115000
Tipo:
Casi nuevos: Clase Premium Poco uso: Clase 2 Mayor uso: Clase 3.
Según el grado del acero:
Según la condición.
“ La selección de la tubería de perforación debe estar sujeta al diámetro del hoyo por perforar, a las cargas que debe soportar y a la profundidad del pozo”
TUBERÍA DE PERFORACIÓN (Drill pipe):
Características físicas:
Cada tubo de perforación tiene tres partes principales: el cuerpo y dos conexiones en los extremos (pin y caja), las cuales son acopladas por tratamientos internos. La selección del diámetro de la tubería de perforación, se hace a través de una combinación estandarizada entre el diámetro del hoyo y la tubería, las más usadas:
Diámetro del hoyo (pulg) Diámetro de tubería (pulg)17 1/2 - 12 1/4 - 8 1/2 5 - 4 1/2
8 1/4 - 5 7/8 4 - 3 1/2 Los tramos de tubería se unen entre sí a través de uniones, se utilizan las de diseño especial con roscas interiores y construcción más resistente que la ordinaria. (Severos esfuerzos)
API NC2-3/8" IF NC-262-7/8" IF NC-313-1/2"IF NC-384" FH NC-404" IF NC-46
4-1/2" IF NC-50
CUADRANTE (Kelly):
Se define como un tubo de acero pesado, hueco que tiene generalmente forma hexagonal o cuadrada (cuadrante). Se conecta por su extremo a la unión giratoria a través de la válvula Kelly Cock, y en la inferior, a la tubería de perforación mediante una sección de reemplazo.
Función: Transmitir el momento de torsión de la mesa rotaria al resto de la sarta.
Moverse rotacionalmente y verticalmente hacia abajo.
Dimensiones y Propiedades: El cuadrante mide entre 40 y 54 pies, debe ser más largo que un tubo de perforación.
El cuadrante tiene un diámetro interno desde 2 ½” a 4”.
El cuadrante tiene un pasador guía el cual tiene 4 pasadores que se inserta dentro del tope del buje maestro.
Ejemplo de calculo:
CALCULO DE DISEÑO
Efectúe el diseño de la tubería de perforación en un pozo, partiendo de las siguientes condiciones:
Profundidad total: 15000 piesDiámetro del hoyo: 8 ½ pulgPeso máximo del lodo: 12 Lbs/galMáxima sobretensión: 100.000 LbsFactor de seguridad al colapso: 1,125Peso máximo sobre la mecha: 40.000 LbsMáxima inclinación esperada: 5º (grados)
Punto neutro: 85%Barras: 6 ¼ “ x 2 ¼” , 108 Lbs/pie, 4 ½” FH
Tubería de perforación: 4 ½ “, 16 Lbs/pie (Nominal) NC50 (IF)
CALCULO DE DISEÑO. El peso máximo sobre la mecha depende, principalmente, del tamaño del hoyo, perforabilidad de la formación, problemas de tendencia a la desviación del hoyo y del tipo de mecha. El peso de los drill collar’s en el aire será como mínimo igual al peso seleccionado sobre la mecha, dividido entre el factor de flotación. Seleccione los tamaños máximos prácticos de barras y hoyos. Determine las longitudes de sartas requeridas para proporcionar el peso de las barras en el aire. El peso por pie de las barras se puede obtener usando las tablas de perforación. Es conveniente recordar que el peso de las barras debe tener siempre la tubería en tensión (utilice un factor de seguridad). Registre el diámetro exterior de la tubería de perforación seleccionada, el peso nominal así como el grado API. Es importante conocer la cantidad total de tubería de perforación que será incorporada en las sartas de perforación, para cada sección. Es conveniente conocer el peso calculado en el aire de la tubería de perforación que se usa en cada sarta incluyendo las conexiones, es decir, el peso ajustado. Calcule el peso total de la sarta en el aire y la carga de ruptura para el grado de la tubería de perforación escogida.
TASA DE PENETRACIÓN:
La tasa de perforación se refiere a los pies de formación perforados en un período de tiempo. Comúnmente se expresa en pph (pie/hr).
Los factores que intervienen en la disminución de la tasa de perforación son: Densidad del lodo. Reología del lodo. Tipos de formación. Diseño hidráulico y Desgaste de la mecha.
Parámetros mecánicos relacionados con la disminución de la eficiencia operacional de la perforación:
Peso sobre la mecha. Revoluciones por minuto de la rotaria.
Es de suma importancia determinar con precisión estos parámetros…
TASA DE PENETRACIÓN:
Prueba de Perforabilidad (Drill off test) El fin es seleccionar el peso sobre la mecha y las revoluciones por minuto óptimos para mejorar la tasa de penetración en las diferentes formaciones.
1. Seleccionar un rango de PSM Y RPM con los cuales se hará la prueba.2. Colocar la mesa rotaria en un valor fijo de RPM.3. Colocar un valor de PSM.4. Anota el tiempo que tarda el indicador de peso en perder 5000 lbs.5. Repetir los pasos 3 y 4, cuatro o cinco veces.6. Aumentar a un valor mayor el PSM que el seleccionado en el tercer paso.
7. Repetir los pasos 4 y 5.8. Continuar aumentando el PSM hasta el valor máximo del rango seleccionado.
9. Seleccionar el peso óptimo sobre la mecha donde se obtuvo el menor tiempo…
Procedimiento operacional:
TASA DE PENETRACIÓN:
Seleccionar pesos sobre la mecha y revoluciones por minuto de la rotaria que den corridas de mechas largas, con tasas de penetración razonables.
Determinar las condiciones de operación óptima que permitan perforar un intervalo al mínimo costo por pie.
10. Colocar el peso óptimo fijo sobre la mecha.11. Variar las rpm de la rotaria dentrodel rango seleccionado, manteniendo el peso óptimo fijo sobre la mecha.Repetir el paso 4.
12. Seleccionar la velocidad de la rotaria óptima donde se obtuvo el menor tiempo.13. Evaluar el comportamiento de la ROP, una vez seleccionado el peso sobre la mecha y las revoluciones por minuto de la rotaria.
Permitirá:
NECESIDADES HIDRAULICAS:
La hidráulica en la perforación de pozos se refiere a la interrelación de los efectos de viscosidad, tasa de flujo y presión de circulación sobre el comportamiento eficiente delA través de un buen programa de hidráulica, es posible mantener una limpieza efectiva del pozo y un incremento de la tasa de penetración.
Fluido de perforación.
Las propiedades reológicas ejercen influencia considerable sobre la potenciahidráulica aplicada y por lo tanto deben mantenerse en valores adecuados.La Reología, es la ciencia que estudia el comportamiento del flujo de un fluido cuando circula a través de una tubería u otro conducto.
Las propiedades reológicas, la viscosidad plástica y el punto cedente ejercen influencia considerable sobre la potencia hidráulica aplicada y porlo tanto deben mantenerse en valores adecuados La cantidad y composición de la energía hidráulica en la mecha que sepuede emplear útil y económicamente depende de muchas variables,algunas de las cuales no han sido totalmente evaluadas.
Los factores que van a integrar la potencia hidráulica en la mechason: los GPM, la densidad del fluido y la velocidad en los chorros dela mecha, desconocido hasta ahora.
NECESIDADES HIDRAULICAS:
“La regla de cálculo para optimizar la Hidráulica del trépano puede ser útil para determinar caudales óptimos así como el tamaño más adecuado de las boquillas del trépano”.
La optimización de la hidráulica es el uso eficiente y racional de la energía o presión de bomba necesaria para hacer circular el lodo a través del sistema de circulación, con el fin de obtener una apropiada remoción del ripio. Los cálculos de las presiones son importante para determinar los requerimientos operacionales de la bomba. La caída de presión que experimenta el fluido en su recorrido por el sistema depende principalmente de los siguientes parámetros: Diámetros de tuberías o anulares. Velocidad del fluido. Viscosidad del fluido. Número de Reynolds. Las pérdidas de presión dependen del comportamiento reológico del fluido en uso y del régimen de flujo en cada parte del sistema.
NECESIDADES HIDRAULICAS:Pérdida de Presión total.
Ecuación:
Pt = PCS + PDP’S + PDC’S + PM + PH-DC`S + PH-HW’S + PH-DP`S + PH-REV
Pt = PC + PM Ps = P c + PM
Estas pueden obtenerse de diversas maneras: Formulas Directas. Reglas Hidráulicas. Gráficos Hidráulicos. Tablas Hidráulicas.
Las formulas Directas para el calculo de las caídas de presiones deben considerar el tipo de fluido y el régimen.
Fluido newtoniano (modelo newtoniano) Fluido plástico (modelo plástico de Bingham) Fluido Pseudoplástico (modelo exponencial)
NECESIDADES HIDRAULICAS: El diseño hidráulico tiene por objetivo asegurar la mayor potencia en la mecha que permita una limpieza efectiva del pozo y el mayor impacto en el pozo para facilitar el avance de la perforación.
Existen dos criterios para el diseño de los programas hidráulicos, los cuales son:
Máxima Potencia hidráulica en la mecha (65% Ps):
Embolamiento de la Mecha Máximo Impacto hidráulico en el fondo del pozo (48% Ps):Este criterio se basa en la teoría de que el ripio es removido más eficientemente cuando se maximiza la fuerza de impacto del fluido contra la formación.Caudal Optimo: se llama así a la tasa de circulación que produce la máxima potencia hidráulica en la mecha o el máximo impacto en el fondo del pozo.
Ejemplo: Realice un programa hidráulico para las profundidades comprendidas entre 4000’ – 8000’ y 10000 pies, utilizando las tablas hidráulicas para determinar las caídas de presión en el sistema de circulación.
Este criterio se basa en la teoría de que gastando la máxima energía disponible en la mecha, se obtiene una mejor limpieza del fondo del pozo.
EJEMPLO:
Realice un programa hidráulico para las profundidades comprendidas entre 4000’ 6000’– 8000’ y 10000 pies, utilizando las tablas hidráulicas para determinar las caídas de presión en el sistema de circulación.
La hoja de calculo aplica para mechas triconicas!
MECHAS DE PERFORACIÓN:Clases
• De cortadores De acero• De Diamamtes naturales• De Diamamtes policrístalinos (PDC)
• De Dientes Maquinados• De Insertos
Los cortadores están unidos a piezas cónicasDe conos
Característica Tipos
Los cortadores forman parte integral de la mecha. De Arrastre
1. Mechas con dientes o insertos largos2. Dientes en forma de cincel3. Mechas con alta descentralización
1. Mechas con dientes más pequeños.
3. Mechas con poca descentralización
Mechas con protección de calibre
4. Formación que reponda más al pesoque a la rotación.
Semidura a dura
Abrasiva
4. Formación que responda más a larotación que al peso aplicado.
Suaves o blandas
2. La configuración de los dientes einsertos debe pasar desde la forma decincel, semi-redondeada, proyectil, hastadoble cono, dependiendo de la dureza.
Tipos de Formaciones Tipos de Mecha La selección y condiciones de operación de la mecha constituyen uno de los problemas más importantes que debe encarar el ingeniero de perforación:
… orientado a obtener altas tasas de penetración y mayor vida útil de las mismas.
MECHAS DE PERFORACIÓN:- Selección -
Desafortunadamente la selección de la mejor mecha disponible para un trabajo, al igual que la selección del mejor fluido de perforación, se puede determinar solamente por ensayo y error.
Pp
TpTvCeCmCp
)(
Pp
TpTvCeCmCp
)(
RpmWROPKf*
RpmW
ROPKf*
En un área exploratoria; la selección inicial del tipo de mecha se puede basar en consideraciones derivadas de las características de la formación. A través del factor de perforabilidad.
Para realizar la mejor selección se debe considerar:
1. Evaluación de mechas usadas.2. Libros de Registros de mechas (Bit Records).3. Registros Sísmicos.4. Cálculo de costo.5. Programas computarizados.6. Análisis de las propiedades del fluido de perforación.7. Tablas geológicas.
TReX Cutters
Bit type 121/4 in. DS97HGNV 121/4 in. DS97HGNV Interval (ft) 843ROP (ft/hr) 15,6WOB (Klbs) 30Rotary speed (rpm) 80
4580
Bit Comparison
Standard Cutters
56010,3
WELL PLANING: TIPOS DE TALADROS:
Profundidad Maxima (pies) 8000 10000 - 12000 15000 20000 25000
Carga Max. Cabria (Mlbs) 500 750 1200 1600 2000
Potencia Max. Malacate (HP) 400 600 - 750 1500 2000 3000
Potencia Max. Bomba (HP) 800 800 - 1000 1300 1400 1600
Capacidad de Almacenamiento (Bls) <500 500 - 800 1200 -1500 1200 - 1500 1200 - 1500
Múltiple de Estrangulación (lbs-f) 5000 5000 10000 10000 10000
A B C D ETIPO
La planificación apropiada de la perforación de un pozo es la llave para optimar las operaciones y minimizar los costos. “VCD”
Es necesario establecer e implementar los objetivos geológicos del pozo con un mínimo costo operacional.
Establecer cada una de las fases necesarias para el análisis de un plan de perforación que sirva de apoyo para la selección del equipo.
NUEVAS TECNOLOGIAS:
En los últimos años se han hecho muchos esfuerzos para optimizar las operaciones de perforación, algunos de los cuales han estado dirigidos a:
Reducir personal en áreas de alto riesgo.
b. Mejoramiento del diseño de los equipos.
Reducir el costo final de las operaciones.
c. Mejoras en la selección de técnicas que reduzcan el costo final del pozo.
a. Desarrollo de fluidos de perforación que conduzcan a altas tasas de penetración.
Casing Drilling:
Proceso que permite perforar y revestir simultáneamente el pozo, usando la tubería de revestimiento como sarta de perforación.
FORMATION EVALUATION: (Logging and Testing)
Registros a Hoyo Desnudo:
Antes de correr los Registros:
Constituye el eje central de todos los métodos de Evaluación de Formaciones. Mide a lo largo de todo el pozo las propiedades eléctricas, acústicas y radioactivas de la formación.
Resistividad de la Formación. Resistividad del agua de Formación. Temperatura de la Formación. Porosidad. Factor de Resistividad de la Formación. Saturaciones. Permeabilidad.
Acondicionar el Hoyo. Calibrar los registros antes de comenzar a registrar.
REGISTROS EN HOYOS DESNUDOS:
Eléctricos (Resistividad y Conductividad). Radioactivos.
Naturales - Gamma Ray (Litología). Inducidos - Neutrónicos ().
Acústicos (, mineralogía, P. Geométricas) Otros.
Apoyo Geológico - Dipmeter (Buzamiento). Apoyo Geofísico – Check Shot.
• V.S.P.• W.S.P.
Registros Modernos – MRIL.
El Registro Estratigráfico o TTL. Facilita la toma de decisiones, durante la perforación altamente inclinada estructuras con buzamiento mayor de 10º.
MUD LOG:
Mediciones hechas en las Operaciones de Perforación:
Consiste en un monitoreo continuo hecho durante la perforación de un pozo e incluyen mediciones tales como:
Tasa de Penetración. Detección y análisis del gas presente en el lodo y/o en los ripios. Descripción y análisis de los ripios (color, textura, tamaño de los granos, presencia de hidrocarburos, etc.)
Aplicaciones:
La unidad de mud logging proporciona datos en tiempo real.
Estima valores de porosidad y del contenido de hidrocarburos antes delperfilaje.
Ayuda a tomar decisiones durante la perforación del pozo.
En los pozos exploratorios este método representa una gran ayuda.
Measuremnt While Drilling (MWD).
Mediciones de fondo durante la Perforación:
Mediante esta técnica podemos conocer parte de lo que está sucediendo debajo de la barrena, en forma casi inmediata. Las mediciones son indispensables en la perforación de pozos direccionales y horizontales, se dispone de un complejo sistema de telemetría pozo abajo.
Componentes del Sistema:
Un ensamblaje dentro del pozo. Una fuente de energía.
Ventajas:
Mejora el control y determinación de la posición real de la barrena. Reduce el tiempo de Registros. Reduce las patas de perro. Reduce el número de correcciones con motores de fondo en los pozos.
Un sistema de telemetría. Equipo de superficie.
INTERPRETACION:
Mediante las técnicas de interpretación de los perfiles se puede evaluar la capacidad de almacenamiento y de producción de hidrocarburos de las rocas clásticas. Interpretación Cualitativa. Interpretación Cuantitativa.
POES = 7758* ANP * * (1-Sw)* A
Boi
El total de petróleo o gas contenido en una unidad de volumen de un reservorio es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos.
Es necesario también tomar en cuenta el espesor de la formación que contiene hidrocarburos para determinar si la acumulación es de valor comercial.
Estos parámetros pueden ser derivados o deducidos de Perfiles Eléctricos, Nucleares ó Acústicos.
INTERPRETACION DE PERFILES (Medidas Indirectas):
La exactitud en la interpretación aumenta apreciablemente usando los diagramas radioactivos en conjunto con los diagramas eléctricos.
Consiste en curvas de coordenadas tiempo y profundidad, donde su tangente indica la ROP, por lo que cualquier cambio abrupto evidencia rocas de desigual penetrabilidad.
Permite localizar intervalos porosos y permeables durante la perforación. Evaluar el desempeño de la Barrena.
Sw < 50%
Sw > 50%
Estimar formaciones con presiones anormales.
La curva GR es de valor inmediato para la correlación geológica de los estratos. La curva R es útil para la detección y evaluación de los horizontes posiblemente productivos.
Es necesario comparar el perfil neutrónico con el perfil sónico de densidad.
Otras Aplicaciones:
¿ PORQUÉ ES IMPORTANTE CORRER REGISTROS EN POZOS ?
Estimación de posición y avance de contactos agua/petróleo y gas/petróleo
Adquisición de data relevante al proceso de producción/inyección.
Validación del modelo geológico.
¿ CUÁNTOS REGISTROS SE CORREN EN UN POZO ?
Construcción del modelo depositacional.
Proponer nuevas localizaciones.
¿ QUÉ ES UN POZO SONDEO ?
PROCESO DE REVESTIR (Casing Run).
Uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de un pozo, es la selección apropiada de la tubería de revestimiento, que sirva de soporte a las paredes del hoyo que se ha perforado.
Bajada de Tubería Revestidora:
El diseño del programa de revestidores de un pozo, se hace en base a:
Presiones de formación. Gradiente de fractura.
Concentración de H2S.
Costos asociados.
Disponibilidad.
Normalmente los Revestidores colocados son:
Conductores, revestidor superficial, revestidor intermedio, revestidor de producción, camisa y el “forro”.
El proceso operacional es similar, solo varía el diámetro y peso de la tubería de revestimiento y de las herramientas utilizadas.
¿ CUÁNTOS REVESTIDORES SE BAJAN EN UN POZO ?
Bajada de Tubería Revestidora:
El número de sartas de revestimiento que se colocan en un pozo es función de la naturaleza de las formaciones por atravesar y de la profundidad final del pozo.
Es un tubo guía de diámetro grande (16”-30”) que se hinca hidráulicamente con un martillo hidráulico a profundidades entre 90’ y 500’.
Entre las funciones específicas de este tipo de revestidor se tiene:
Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de superficie.
Ejercer protección corrosiva al resto de la sarta de revestimiento.
Soportar cargas en el cabezal del pozo. Permite la instalación de un sistema desviador de flujo (Diverter) y de un impiderreventón anular.
Si la perforación es en tierra se cementa hasta superficie…
Esta tubería de revestimiento tiene como objetivo fundamental el de proteger las formaciones superficiales de las condiciones de perforación más profundas . Su diámetro varía de 7” a 16” y la profundidad de asentamiento de 1000’ a 3500’.
Funciones :
Evitan la contaminación de yacimientos de agua dulce, aprovechables para uso doméstico y/o industriales en la vecindad del sitio de perforación.
Sirve de soporte para la instalación del equipo de seguridad (Impiderreventones).
Proporcionar un gradiente de fractura suficiente para permitir la perforación hasta asentar el revestidor intermedio.
Soportar el peso del resto de las tuberías que serán colocadas en el pozo.
Este tipo de revestidor proporciona integridad de presión durante las operaciones de perforación subsecuentes, se llama también protectora. Su diámetro varía de 7” a 11 3/4” y la profundidad de asentamiento de 15500’.
Este tipo de revestimiento se coloca hasta cubrir la zona productiva y proporciona un refuerzo para la tubería (tubing) de producción durante las operaciones de producción del pozo. Su diámetro varía de 4 1/2” a 9 5/8”.
Facilita el control del pozo si se encuentran zonas de presiones anormales y si ocurriera una arremetida.
Aísla formaciones problemáticas, lutitas deleznables, fluidos de agua salada o formaciones que contaminan el lodo proveyendo interferencia de perforaciones subsecuentes.
Evitar aprisionamiento diferencial.
Funciones :
Evitar pérdida de circulación.
Proteger la zapata del revestidor superficial.
Aislar las formaciones o yacimientos para producirlos selectivamente. Evitar la migración de fluidos entre zonas. Servir de aislamiento al equipo de control (cabezal) que se instalará para manejar la producción del pozo.
Funciones :
Aislar formaciones con fluidos indeseables.
Las camisas protectoras o intermedias son sartas que no se extienden hasta superficie y se cuelgan de la anterior sarta de revestimiento. Su diámetro varía de 5” a 7”.Propósito:
Evitar pérdidas de circulación. Proporciona la misma protección que el intermedio.
Este tipo de tubería se coloca en la sección inferior del revestidor de producción. Su diámetro varía de 4 1/2” a 7”.
Propósito: Probar zonas de interés sin el gasto de sarta completa. Pozos Exploratorios.
PROPIEDADES Y CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERIA REVESTIDORA:
El Instituto Americano del Petróleo (API) ha desarrollado especificaciones para la tubería de revestimiento, tales como: características físicas, Propiedades de resistencias a los diferentes esfuerzos y procedimientos de pruebas en el control de calidad.
En los diseños se deben tomar en cuenta tales especificaciones para minimizar las posibilidades de fallas…
Peso Nominal:El diámetro nominal o externo de los revestidores varía entre 4 ½” y 20 pulgadas, con un total de 14 diferentes diámetros.
Longitud:Las tuberías de revestimiento se fabrican de diferentes longitudes.
Rango Longitud (Pies)R-1 16-25R-2 26-34R-3 35-45Grados de Acero:
La API adoptó la designación de grados de acero en los revestidores para definir las características de resistencias de las tuberías.Peso Nominal:El peso nominal no tiene un significado físico con respecto a una junta en particular, pero es muy útil para propósitos de identificación como un peso por pie promedio aproximado.
Mínimo Diámetro Interno:
El mínimo diámetro interno de un revestidor es controlado por lo que se conoce como diámetro libre (Drift Diameter). Este es el diámetro mínimo de un mandril que puede pasar a través del revestidor. Esté asegura el pase de una barrena con un diámetro menor o igual a él.
Se utiliza para correlacionar…
PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO:
El Ingeniero de perforación diseña un programa de tamaños de mechas, tamaños de revestidores, grados y profundidades de asentamiento, que permitan que el pozo sea perforado y completado de manera eficiente.
En la práctica el diseño de revestidores consta de tres etapas básicas:1. Determinar los tamaños y profundidades de asentamiento de las sartas de revestimiento a ser corridas.
2.Calcular el tipo y magnitud de las condiciones de esfuerzos que serán encontrados.
3. Seleccionar los pesos y grados de revestidores que soporten los esfuerzos determinados en la segunda etapa.Entre estos esfuerzos están: La presión interna o estallido La presión de colapso La tensión. REPRESENTA ENTRE EL 30 A 40% DEL COSTO TOTAL DEL POZO…
PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO:
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
130008 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
DENSIDAD EQUIVALENTE
PRO
FUN
DID
AD
Margen de Arremetida
Gradiente deFractura
Presión de Poros
Densidad del Lodo
Relación entre la profundidad de asentamiento de los revestidores y los gradientes de presión de formación y de fractura.
PROCESO DE CEMENTACIÓN DE POZOS:
El proceso de cementación primaria consiste en mezclar y colocar lechadas de cemento en el espacio anular entre el revestidor y las paredes del hoyo, con el objeto principal de fijar el revestidor para garantizar la perforación de la próxima fase, así como el aislamiento de las formaciones perforadas a fin evitar la migración de fluidos (comunicación de estratos).
La lechada de cemento debe llenar ciertos requisitos para realizar satisfactoriamente la tarea que se le encomienda:
La lechada de cemento debe ser capaz de ser puesta en el sitio deseado por medio del equipo superficial de bombeo. El cemento debe proporcionar un sellado positivo entre la tubería de revestimiento y la formación. El cemento debe desarrollar resistencia suficiente para evitar su falla mecánica.
El cemento debe ser lo suficientemente impermeable para que los fluidos no puedan escurrirse a través de él cuando ha fraguado.
“ El método moderno de cementar tubería de revestimiento desde el fondo, data de 1920 cuando Erle Halliburton cementó un pozo en el campo Hewitt en Oklahoma. Existen numerosas variaciones de técnicas de cementación primarias en uso ”.
CEMENTACIÓN DE POZOS:
Los procesos de cementación en los pozos se han clasificado en dos tipos básicos:
Cementación Primaria.
Cementación Secundaria.
Este tipo de cementación se realiza al cementar los revestidores del pozo (conductor, superficial, intermedio, producción, etc.) durante la perforación.
Este tipo de cementación se realiza para corregir problemas en las cementaciones primarias o para abandonar zonas no deseables. Existen dos tipos:
Cementación a baja presión. Cementación a altas presiones.
En la primera, el cemento se obliga a penetrar en la formación con una presión menor a la presión de fractura. En la segunda se realiza a una presión mayor a la de fractura.
EQUIPO USADO EN LAS CEMENTACIONES:
Cabezal de Cementación.
Zapata Guía. Zapata Guía Diferencial.
Cuello Flotador.
Tapones de Cementación.
• Tapón Inferior.
• Tapón Superior.
Centralizadores.
Raspadores.
Son herramientas que se colocan en la tubería de revestimiento para mantenerla centralizada en el hoyo, además permite que la presión hidrostática sea igual a lo largo de todo el hoyo. Los que frecuentemente se utilizan son lo de tipo Espiral.
CALSIFICACION DE LOS CEMENTOS – Especificaciones API:
Clase A: Es apropiado para ser usado desde superficie.
Profundidad: 0 – 6000’Temperatura: hasta 170 º F.
Clase B:
Profundidad: 0 – 6000’Temperatura: hasta 170 º F.
Clase D:
Profundidad: 6000’ – 10000’Temperatura: hasta 170 a 260 º F.
Clase E:
Profundidad: 10000’ – 14000’Temperatura: hasta 170 a 290 º F.
Clase F:
Profundidad: 10000’ – 16000’Temperatura: hasta 230 a 320 º F.
Clase G-H: Cementos compatibles con todos los aditivos de cementación los cuales permiten adaptarlos a cualquiera condición de P y T.
ADITIVOS: Aceleradores Retardadores Extendedores Densificantes Aditivos Especiales Dispersantes Agentes de control de pérdida.Hacer Click Aquí
REGISTROS EN HOYOS ENTUBADOS:
Ambientes de Análisis en un Hoyo Entubado.
3
2
1. El hoyo del pozo.
2. La tubería de Revestimiento.
3. El espacio anular.
ES SUMAMENTE IMPORTANTE SABER EL ORIGEN DEL PROBLEMA ¿ DONDE ? , ¿ EN QUE AMBIENTE ESTA EL PROBLEMA?…
4. La Formación.
1
4
Los registros a hoyo entubados validan la información obtenido por los registros a hoyo desnudo, permiten además correlacionar a la hora de cañonear, determinar avances de frente de agua, zonas de petróleo inadvertidas, etc.
Partiendo del hecho de que el revestidor esta cementado es necesario evaluar la calidad de la cementación con la finalidad de aislar las diferentes zonas. El control estricto de la cementación se lleva a cabo con la finalidad de: Eliminar costosas pérdidas de producción. Eliminar gastos de Reacondicionamiento. Cementaciones Secundarias y/o Necesarias.
Interpretación:
REGISTROS DE LA INTEGRIDAD DEL POZO CALIDAD DE LA CEMENTACION:
La habilidad para interpretar éstos registros lo da la experiencia por lo que muchas veces hay que efectuar pruebas de comunicación. Interpretación Cualitativa o Visual. Interpretación Cuantitativa (Índice de adherencia, Longitud continua de intervalo bien cementado.
REGISTROS PLT (Production Logging Tool).
Herramientas:
Medidores de Flujo. Gradionómetro (densidad de fluidos). Medidores de Corte de agua. Medidores de Presión. Medidores de Temperatura.
¿ CUAL ES LA RAZON DE CORRER PLT ? Tasas totales de flujo producido/inyectado por cada intervalo abierto selectivo. Tasa individual de cada fase para cada uno de los intervalos.
Permite detectar flujo cruzado o intervalos ladrones (por diferencial de presión).
Permite detectar entrada de gas o intervalos con alta RGP.
Permite identificar movimientos detrás de la tubería de revestimiento por canalización.
Se puede identificar fugas de tapones de fondo para aislar zonas.
Identificar Pozo con alto % AYS ó RGP
Chequear Fondo
Hintervalo= HWL Correr PLT
Limpiar, bajar cortadores,Calibrar tubería.
Si
No
Se detecta obstrucción.
¿Que tipo?, CarbonatosMecánica.
Reparación
PROCESO DE COMPLETACION DE POZOS
Entendemos por completación de pozos al conjunto o series de operaciones que se realizan en un pozo después que se baja y se cementa el revestidor de producción. El proceso involucra:
Bajar el Revestidor de Producción. Cementar el revestidor y evaluar la calidad de cementación. Verificar la Profundidad del cañoneo. Bajar el Ensamblaje mecánico del pozo, es decir la tubería de producción o de inyección con una serie de dispositivos especiales: Empacaduras fijas y Recuperables, mangas de producción y de circulación, niples de asentamiento, mandriles de gas lift, botellas, válvulas de seguridad, el colgador, el árbol de navidad, etc.
Etapas Antes de la Completación:
Perfora Perfila Evalúa las Formaciones. ¿ VALE LA PENA COMPLETAR EL POZO ?
La completación de los pozos deben ser diseñadas para obtener la máxima rentabilidad en el campo…
COMPLETACION DE POZOS:
El conocimiento de los tipos de completación y los aspectos relacionados con ella, contribuirán a disminuir los problemas operacionales que se presentan usualmente. En la completación se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos:
Revestimiento de Hoyo:
Se refiere a la forma de proteger el hoyo con una tubería de revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tipo de formaciones productoras.
Disposición del Equipo de Producción:
Consiste en el diseño de los equipos de tuberías, Empacaduras, etc., que, conectados entre sí, permiten la producción de zonas con hidrocarburos.
Número de Zonas Productoras:
Se refiere a la cantidad de lentes productivos en posibilidad de ser abiertos a la producción, lo cual depende de su potencial y profundidad.
TIPOS DE COMPLETACION:
Completación a hoyo abierto: el revestidor de producción se asienta por encima de la zona productora
Completación con tubería ranurada no cementada: el revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora, y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador. Permite empacar con grava.
Completación a hoyo revestido y cañoneado: el revestidor se asienta a través de la formación productora y se cementa. Posteriormente, se cañonea para establecer comunicación efectiva entre el hoyo y el yacimiento.
Los tipos fundamentales de completación de pozos son los siguientes.
Hoyo abierto, forro ranurado colgado y empacado con grava.
Las completaciones a hoyo revestido y según el número de zonas cañoneadas pueden ser:
Completación Sencilla.
Completación Múltiple.
Completación Sencilla:
Completación Múltiple:
Se utiliza en aquellos pozos y que sólo tienen un horizonte productor o teniendo varios pueden ser producidos a través de la misma tubería.
Los tipos de completación sencilla son: Con tubería abierta en el extremo.
Sin tubería de producción.
Completaciones sencillas sin Empacaduras.
Completaciones sencillas con Empacaduras.
Es aquella que tiene como objetivo fundamental poner a producir dos o más yacimientos, en el mismo pozo sin que se mezclen los fluidos de los diferentes yacimientos.
Sarta Sencilla - Empacadura Sencilla.
Sarta Paralela – Múltiples Empacaduras, dobles y sencillas.
FLUIDOS DE TERMINACION:
Los fluidos de completación o reparación de pozo son aquellos que se bombean o se hacen circular, dentro del hoyo en el momento de realizar operaciones de control de pozo, limpieza, taponamiento, cañoneo, evaluación y completación.
Los fluidos de Completación permiten mantener las condiciones apropiadas para colocar la completación de modo eficiente y segura…
Los fluidos de Completación se clasifican:
Según su Homogeneidad.
Según su componente principal.
Los fluidos usados en este tipo de operaciones son, en general, salmueras de alta concentración de sales (Na, Cl, Zn, Mg).
Factores que afectan la selección de un fluido de Completación y Reparación:
De formación.
Ambientes.
Mecánicos.
PROCESO DE CAÑONEO EN POZOS:
El cañoneo es una técnica aplicada para proveer una comunicación efectiva entre el pozo y el yacimiento. Esto conlleva a perforar pequeños hoyos a través de la tubería de revestimiento, el cemento y también dentro de la formación. Para este fin, se utilizan cargas explosivas que se disparan eléctricamente a voluntad en el momento y a la profundidad deseada.
Los Métodos de Cañoneo se pueden clasificar en tres grupos: Cañones por tubería (Tubing Gun). Cañones por Revestidores (Casing Gun). Cañones Transportados por la tubería eductora (TCP).
El cañoneo para la producción o evaluación de pozos petroleros se puede realizar bajo:
Diferencial de Presión Positiva. Diferencial de Presión Negativa.
Esto de origen al movimiento del fluido entre ambos sistemas, lo cual permite: Evaluar Zonas Productoras. Mejorar la Producción, recuperación e inyección. Efectuar trabajos de inyección de cemento a la formación.
FACTORES DE EFECTIVIDAD:
Tipo de equipo usado en el proceso. Cantidad y tipo de carga del cañón. Técnicas usadas en la completación del pozo. Características de la tubería y del cemento. Procedimiento usado para el cañoneo.
Los tipos de cañoneo más usados en la industria son los siguientes:
Tipo Chorro. Tipo Bala. Tipo Hidráulico.
Se ha demostrado que alrededor de un túnel cañoneado durante una perforación normal, ocurre un daño considerado en dicha zona. La permeabilidad de la zona dañada será: El 10% de la permeabilidad de la formación, condición sobrebalance. El 40% de la permeabilidad de la formación, condición desbalance.
PROCESO DE PRODUCCION:
Métodos de Producción:
El sistema de producción de los pozos puede verse como una cadena de elementos, la cual permite que el crudo fluya desde el yacimiento hasta los equipos instalados en la superficie.
Lograr una producción óptima, o sea un máximo retorno sobre las inversiones, es una tarea compleja de ingeniería…
Flujo Natural.
Levantamiento Artificial.
Método de producción mediante el cual un pozo de petróleo o gas fluye con facilidad, gracias a la energía del yacimiento.
Método de producción mediante el cual un pozo de petróleo o gas no produce por sí solo, gracias a una energía externa o medio artificial de producción, tales como: L.AG., Bombeo Mecánico, Bombeo Electro Sumergible etc.
GP-20RESCATE
REPARACION DE POZOS (RA/RC):
Los pozos representan el mayor gasto en el desarrollo del yacimiento…
La reparación de pozos representa la alternativa de alargar la vida de los yacimientos con menor o ninguna inversión.
Los pozos representan la mayor inversión en la explotación racional de un yacimiento…
El análisis de pozos puede llevarse a cabo sobre un nivel de yacimiento, área o pozo individual. Sin embargo de las conclusiones de estos análisis generalmente resultan recomendaciones como: Reparar el Pozo, Continuar produciendo hasta un límite económico, Mantener presión con Inyección, recobro mejorado o abandonar. Elaborar Propuestas… Los problemas que presentan los pozos son:
Tasa de Producción Limitada.
Alta Producción de Agua.
Alta Producción de Gas.
Problemas Mecánicos.
REPARACION DE POZOS (RA/RC):
Los tipos de reparaciones que deben realizarse en un pozo dependerán de la magnitud del problema que lo afecte.
Reparaciones Menores: Su objetivo principal es trabajar el pozo, sin sacar la tubería de producción. En este tipo de reparación se pueden incluir trabajos como: estimulaciones, cambios de zonas, cañoneo adicional o recañoneo, trabajos de pesca, apertura de pozos, cambios de métodos de producción, cambio de reductor, trabajos para individualizar el pozo, limpieza, optimizar LAG.
Reparaciones Mayores: Este tipo de trabajo se realiza con taladro en sitio y consiste en sacar la tubería de producción, con el propósito de corregir fallas como: mala cementación, aislar zonas, eliminar zonas productoras de agua y/o gas.Es vital mantener una constante planificación sobre los pozos a reparar, identificar el pozo problema, y el tipo de reparación que se ha de realizar para el Mantenimiento o Generación del Potencial…
La perforación de un pozo es una tarea que aúna el conocimiento técnico, la habilidad del personal y la fuerza física. Cada actividad es debidamente coordinada con el objeto de lograr la mayor eficiencia y rapidez de la operación. Es sumamente importante que el personal de perforación posea los conocimientos teóricos y las herramientas que permitan hacer pronósticos paraanticipar cualquier eventualidad durante la fase de perforación.
Durante el proceso de perforación de un pozo, el ingeniero de perforación requiere conocer las distintas presiones existentes, a fin de lograr, en forma óptima y segura, los objetivos trazados en cada una de las fases.
Programación más eficaz del pozo.
Mejores tasa de penetración por el uso de fluidos con densidad mínima.
Selección más segura de los puntos de asentamiento de las tuberías de revestimientos.
Disminución de problemas de pérdida de circulación y arremetidas.
Reducción del tiempo y costo de la perforación. El secreto de un control efectivo de los reventones consiste en difundir las nociones fundamentales a todo nivel, al último de los peones, al ingeniero del lodo y, especialmente, al perforador. “el pozo habla y sus signos de aviso deben ser conprendidos “.
Las prácticas inadecuadas de perforación, aunadas a las malas condiciones del lodo, ocasionan problemas que detienen el avance de la perforación.
La velocidad de penetración durante la perforación de un pozo depende fundamentalmente de la velocidad de rotación, del peso sobre la mecha y de la remoción eficiente del ripio por debajo de la misma.
Un buen desarrollo de todas las fases de la construcción del pozo: la perforación, registro, corrida de revestidores, cementación y completación involucra un alto costo de inversión yel buen desarrollo de cada operación devengara en una mayor o menor producción.
Para diseñar inteligentemente la completación de un pozo se debe hacer un estimadobastante razonable de las características de producción del pozo tomando en cuentaconsideraciones tanto de yacimientos como mecánicas.
Fomentar la capacitación del personal de perforación para familiarizarlo con los procedimientos operacionales establecidos en un programa de perforación
Identificar las técnicas para detectar las presiones anormales, aplicando los diferentes métodos existentes. Así como analizar las técnicas y procedimientos para determinar la presión de fractura.
Es recomendable tener un control de las presiones que se encuentran y manejan durante las operaciones de perforación de los pozos . Durante este proceso es necesario considerar tres tipos de presiones, la presión hidrostática, la presión de sobrecarga y la presión de las formaciones atravesadas.
Uso de Registros Especiales (Resonancia Magnética, Carbón Oxigeno) para optimar la selección de intervalos de completación.
Ejecutar actividad de Perforación y reparación de pozos en base a jerarquización, a fin de optimar el uso de los equipos de perforación y/o reparación.
Establecer la secuencia de las actividades de perforación y reparación de pozos contempladas en el plan de negocio.
Garantizar la capacidad de producción de los pozos a perforar o reparar, mediante la aplicación de tecnologías de vanguardia que permitan la construcción y mantenimiento de pozos en armonía con el medio ambiente.
Llevar estadísticas que permitan describir el comportamiento real de los pozos perforados y su comparación con el esperado (planificado). Establecer desviaciones, razones de ellas y acciones para corregirlas. POSTMORTEN
Fomentar la capacitación del personal de perforación para familiarizarlo con los procedimientos operacionales establecidos en un programa de perforación
Identificar las técnicas para detectar las presiones anormales, aplicando los diferentes métodos existentes. Así como analizar las técnicas y procedimientos para determinar la presión de fractura.
Es recomendable tener un control de las presiones que se encuentran y manejan durante las operaciones de perforación de los pozos . Durante este proceso es necesario considerar tres tipos de presiones, la presión hidrostática, la presión de sobrecarga y la presión de las formaciones atravesadas.
Uso de Registros Especiales (Resonancia Magnética, Carbón Oxigeno) para optimar la selección de intervalos de completación.
Ejecutar actividad de Perforación y reparación de pozos en base a jerarquización, a fin de optimar el uso de los equipos de perforación y/o reparación.
Establecer la secuencia de las actividades de perforación y reparación de pozos contempladas en el plan de negocio.
Garantizar la capacidad de producción de los pozos a perforar o reparar, mediante la aplicación de tecnologías de vanguardia que permitan la construcción y mantenimiento de pozos en armonía con el medio ambiente.
Llevar estadísticas que permitan describir el comportamiento real de los pozos perforados y su comparación con el esperado (planificado). Establecer desviaciones, razones de ellas y acciones para corregirlas. POSTMORTEN
