Well Planning - Planeacion de Un Pozo

Planificacin de la

Perforacin de Pozos y

Seleccin deTaladro

(Well Planning and Rig Selection)

Prep: Ing. Jairo C. Molero

Well Planning and Rig Selection

Describir todos los aspectos Operacionales y de Ingeniera, que son necesarios para la Planificacin de un Programa de Perforacin, (WellPlanning), as como los requerimientos para la adecuada Seleccin del Taladro (Rig Selection) acorde con el pozo asignado

OBJETIVO


Introduccin en la Planificacin de la Perforacin de un pozo

Factores involucrados en la Planificacin de un Programa de Perforacin

Formato A.P.I # D 10-A Drilling Plan Analysis D.P.A.

Fase I Informacin Bsica del Pozo y su Localizacin

Fase II Programa del Hoyo y Revestimiento

CONTENIDO


Fase III Sarta de Perforacin Recomendada

Fase IV Requisitos de la Cabria o Torre de Perforacin

Fase V Necesidades Hidrulicas

Fase VI Necesidades Rotatorias

Fase VII Equipos Auxiliares

Seleccin del Taladro

Tpicos Complementarios. Descripcin General

CONTENIDO


SE DIJO

.. La corporacin adopta el Modelo de Construccin y Mantenimiento de Pozos Clase Mundial acordado por el grupo de Benchmarking Internacional integrado por otras 9 empresas petroleras. Este establece, que el mismo debe iniciarse con la activacin de unos elementos Guas o Drivers, conformados por la pre-concepcin de la construccin del activo pozo a partir de los requerimientos y la visin del cliente, en nuestro caso, las unidades de explotacin de yacimientos.

La informacin de: Yacimiento (regmenes de presin, productividad en el tiempo, tipo de pozos, tipo de arquitectura de drenaje, plan de explotacin del rea), de Geologa (prognosis geolgica, microscpica de poros, geomecnica regional) y de Produccin (anlisis nodal, sistema de produccin, usos del pozo), es el disparador del Proceso de Diseo de Construccin y Mantenimiento de pozos, la veracidad de los mismos compromete el xito del proyecto.


La incertidumbre en las propuestas iniciales se convierte en sobre dimensionamiento de: tubulares, cemento, mechas y equipos de perforacin, encareciendo innecesariamente el costo del pozo y reduciendo la rentabilidad del mismo

Debemos calcular el impacto que crea un buen Estudio Integrado de Yacimiento en la Construccin de estos activos en el mbito corporativo, siendo la gente y los yacimientos los de Mayor Valor, los pozos son los de Mayor Costo

Quizs una de las consideraciones de mayor importancia, es que: No debemos disear en funcin de los taladros disponibles, ni mucho menos de las prcticas y paradigmas que tenemos en mente

Nuestro diseo ha de ser optimizado y que genere la mayor cantidad de valor, hay que disear y considerar la seleccin del Equipo o Taladro ms adecuado.

SE DIJO

VISIN Identificar Proyecto


FRONT END LOADING

CONCEPTUALIZACIN Factibilidad del Proyecto

DEFINICIN Alcance y Propuesta de Ejecucin

EJECUCIN Perforar y Completar

OPERACIN Pruebas y Entrega


Introduccin en la

Planificacin de la

Perforacin de un Pozo


El xito de la perforacin de un pozo, depende directamente de una ptima planificacin inicial. La importancia de un apropiado plan comienza con la decisin de perforar y terminar cuando el pozo est completado y el taladro listo para mudarse a otra localizacin

La exactitud con la cual el plan es preparado, contribuir a una reduccin de costos y una disminucin de los problemas potenciales. Al mismo tiempo, un control diario de las operaciones ayudar a realizar correctivos a medida que el pozo se perfora

Una de las claves de xito, es el de anticipar lo inesperado, ya que muchos de los problemas que se presentan en nuestras operaciones ocurren en pozos de desarrollo y durante las ejecucin de tareas cotidianas

INTRODUCCIN


INTRODUCCIN

El propsito de este evento, es el de presentar y analizar las distintas fases involucradas en la Planificacin de un Programa de Perforacin, as como todos los factores que deben ser considerados durante esa etapa

Dentro de estos factores, se encuentra informacin que proviene de dos fuentes: Informacin de Geologa y Yacimiento y por supuesto Informacin de Pozos Vecinos, las cuales aparecen incluidas en los archivos (file o post mortem) presentados normalmente en resmenes esquemticos

Es importante resaltar en dichos archivos, los problemas inherentes a las Operaciones y analizar los Aspectos Tcnicos y de Ingeniera de Diseo que pudiesen ser mejorados, a fin de evitar contingencias o cambios durante el proceso de construccin del pozo


INTRODUCCIN

Finalmente, este Plan de Perforacin nos permite la seleccin adecuada del Taladro de Perforacin, lo cual garantiza que las actividades descritas en dicho Plan, tengan asegurado su proceso de ejecucin operacional, contando para ello con los equipos acordes con su potencia y capacidad de respuesta


FM.TIPO D

FM.TIPO E

EOCENOMEDIO

Lutitas dePauj

Arena BasalA-9/A-10

Lutitas Fosilferasgrises a negruzcas

Areniscas con intercalaciones lutticas

Arenas( B0-B1-B2 Y

B3)

Areniscas cuarzosasde color gris claro

intercaladascon lutitas negras y

limolitas grises

FMTIPO B

MIOCENO

FMTIPO C

FMTIPO A

EDAD FORMACION MIEMBRO LITOLOGIA DESCRIPCION

PLEISTOCENO Arenas y gravas macizas

Lutitas de color gris claro, areniscas de color variable

Lutitas de color verdosoconglomerados macizos

Factores involucrados

en la Planificacin

de un Programa de Perforacin


Los factores involucrados en la Planificacin de un Programa de Perforacin, tal como se discuti en la Introduccin, proviene de dos fuentes especficas. La primera de ellas la Informacin de Geologa y Yacimiento y la segunda de Informacin de Pozos Vecinos

Geologa y Yacimiento: Suministrada por el Gelogo o Ingeniero de Explotacin, la cual debe incluir mapa de ubicacin del pozo a perforar, mapas estructurales, datos de presin, presiones anormales anticipadas, correlacin de pozos vecinos y por supuesto secciones geolgicas esquematizadas del rea a perforar

Dentro de lo posible, esta informacin deber contemplar datos sobre posibles zonas de prdida de circulacin y/o atascamiento, cualquier arena cargada con alta presin, formaciones superficiales cargadas debido a fugas de pozos vecinos, buzamientos de las secciones a atravesar o secciones susceptibles a dao o no compatibilidad con el fluido de perforacin

FACTORES


FACTORES

Debe mostrarse igualmente en esta informacin:

Programa de registros PruebasMuestras Programa de ncleos Zonas de transicin Profundidades recomendadas de los puntos de asentamiento de los revestidores

En resumen, la informacin suministrada por esta fuente no debe ser limitativa y se recomienda que las empresas posean modelos o formatos asociados a Geologa y Yacimiento, que cubran todos los requerimientos sealados anteriormente y todos aquellos que sean de inters para una ptima Planificacin del Programa de Perforacin


Pozos vecinos: Dentro de esta fuente, esta el mayor porcentaje Operacional y de Ingeniera de Diseo a desarrollar en la Planificacin del Pozo. Su valiosa informacin generalmente esta plasmada en resmenes esquematizados y de orden secuencial asociado al proceso de perforacin

De all que, dicha informacin debe ser lo ms amplia posible y bien detallada, ms an, cuando existan problemas de carcter operacional que pudiesen afectar el proceso como tal.

A continuacin se presenta una gua de la informacina rescatar de dichos resmenes y que servirn para armar el Programa de Perforacin:

FACTORES


Tipos y caractersticas de los Fluidos de Perforacin Tipos y componentes de la sarta de perforacin. P.S.M y R.P.M Tipos de Mechas utilizadas. Rendimiento. EvaluacinMtodos Hidrulicos utilizados. Jets, caudal y presin. R.O.P Presin de poros y de fractura. Prueba L.O.T. Densidad mxima equivalente Puntos de asentamiento de los revestidores Tipo y grado de los revestidores. Factores de Diseo. Anlisis general del diseo Tipos de lechadas de cemento utilizado. Aditivos. Proceso Registros tomados. Problemas resaltantes de la corrida Tipos de completacin. Equipos utilizados Actividades Complementarias (Pruebas, Ncleos, Caoneo) Anlisis de tiempo y Costos del pozo por fase Contingencias por fase. Detalles operacionales generales

FACTORES


I II III IV V Lnea PasoProfundidad Total, pies. 1 ADimetro del Hoyo, pulg. 2 BPerforabilidad de la Formacin 3 BDimetro Exterior del Revestidor, pulg. 4 A

Peso (lbs/pie) y Grado A.P.I 5 DCantidad, pies. 6 DPeso (lbs/pie) y Grado A.P.I 7 DCantidad, pies. 8 DPeso (lbs/pie) y Grado A.P.I 9 DCantidad, pies. 10 D

Peso de la sarta de revestimiento en el aire, M-lbs. 11 DMnima carga para partirse, M-lbs. 12 EPeso del Revestidor en el lodo, M-lbs. 13 EMnima velocidad requerida, pie/min. 14 E

Programa del Hoyo y del Revestimiento

FORMATO A.P.I # D-10 A(Drilling Plan Analysis D.P.A) Formato

A.P.I # D10-ADrilling Plan

Analysis(D.P.A)


El Formato # D10-A presenta un Anlisis de un Plan de Perforacin (Drilling Plan Analysis D.P.A), el cual fue desarrollado por el Instituto Americano del Petrleo (A.P.I)para que de una manera secuencial plasmar las fases o aspectos de mayor incidencia en la seleccin ptima de un Taladro de Perforacin para operaciones de tierra o agua

Dicho formato, rene todos los Sistemas involucrados en un Taladro de Perforacin, a saber:

Sistema de Levantamiento Sistema de Rotacin Sistema de Circulacin Sistema de Potencia Sistema de Seguridad

FORMATO A.P.I


SISTEMA DE LEVANTAMIENTO

Torre Cabria

Subestructura

Guaya

Bloque viajero

Gancho

Bloque corona

Dog HouseMalacate

Encuelladero

Rampa

FORMATO A.P.I


SISTEMA DE ROTACION Y LEVANTAMIENTO

ANTIRESBALANTES

HOYO RATON

CUAS

MALACATE

LLAVES

SPINNER DE LA TUBERIA

CUAS DE LAS

BARRAS

MESA ROTARIA

TUB. DE PERF.

LINEA DE LAS LLAVES

CARRETO DE LA

GUAYA

CROWN-O-MATIC

FORMATO A.P.I

Well Planning and Rig Selection7

MECHA 12

Mud Pump

Swivel

Kelly or Topdrive

Annulus

Rotary Hose

Standpipe

Drillpipe

Wellbore

12 Bit

Drill Collars

Rig Floor

Flow Line

Formations

Casing

BOP

Drilling Mud

Shakers

Mud Pits

Oil/Gas

Standpipe or Circulating Pressure

SISTEMA DE CIRCULACION

SISTEMA DE ROTACION

FORMATO A.P.I


SISTEMA DE SEGURIDAD

Cameron Tipo U

Hydril GX

Cabeza aseguradaPlaca de desgaste

Unidad de empaque

Cabeza de la cmarade aperturaCmara de aperturar

Cmara de cierre

Pistn

FORMATO A.P.I


Dicho Formato est dividido por bloques, fases o secciones. En dichas fases, es necesario implementar un procedimiento de llenado en la cul se requiere realizar clculos inherentes a aspectos Operacionales y de Ingeniera, estos servirn finalmente para la Seleccin del taladro.

A continuacin se mencionan las fases del D.P.A:

Fase I Informacin Bsica del Pozo Fase II Programa del Hoyo y Revestimiento Fase III Sarta de Perforacin Recomendada Fase IV Requisitos de la Torre de Perforacin Fase V Necesidades Hidrulicas Fase VI Necesidades Rotatorias Fase VII Equipos Auxiliares

FORMATO A.P.I


El mecanismo de llenado que se utilizar para el Formato API # D 10-A (D.P.A) es el siguiente:

Para el evento, se seleccionar un pozo modelo, el cual tendr una informacin bsica, la misma debe ser colocada en la Fase I del D.P.A

Cada Fase del Formato (a partir de las Fase II) posee columnas las cuales corresponden a la secciones que el pozo contempla (Ej: Superficial, Intermedio, etc.)

Cada items de las Fases (a partir de la Fase II) estn separadas por filas o lneas las cuales estn identificadas a su vez por letras, dicha distribucin es como sigue:

FORMATO A.P.I


Fase II Lnea 1-A hasta Lnea 14-E

Fase III Lneas 15-F hasta Lnea 29-K

Fase IV Lnea 30-L hasta Lnea 32-L

Fase V Lnea 33-C hasta Lnea 48-U

Fase VI Lnea 49-V hasta Lnea 54-V

Fase VII Lnea 55-W hasta 61-W Para cada Lnea de cada Fase se realizar un llenado secuencial, este corresponder a cada items sealado. El llenado pudiese hacerse utilizando para tal fin: Tablas, Grficos o Frmulas, en algunos casos se sealarn valores de campo de uso comn

FORMATO A.P.I


Fase I

Informacin Bsica

del Pozo


La Fase I, es la parte del Formato D.P.A, donde es necesario colocar la informacin relacionada con la identificacin y el lugar del pozo.

En dicha Fase, se requiere de la informacin de la fuente de Geologa y Yacimiento, donde se define:

El Nombre y nmero del pozo asignado

El Estado o Municipio donde el pozo ser perforado

El Campo o rea del yacimiento en cuestin

La profundidad total esperada del pozo

Las formaciones geolgicas en la superficie y su profundidad

FASE I


FASE I

Fase I del D.P.A

Municipio Estado

a P.FCampo Area

FORMATO A.P.I # D-10 A(Drilling Plan Analysis D.P.A)

Nombre y No. del PozoPozo A.P.I No. Profundidad Total Proyectada

Formaciones Geolgicas en la Superficie


20

13 3/8

9 5/8

26

17 1/2

12 1/4

8 1/27

Fase II

Programa del Hoyo

y del Revestimiento


Esta Fase del D.P.A, contempla la relacin entre el Hoyoy el Revestidor. Dependiendo de la zonas a perforar y de la profundidad final del pozo, es posible tener una relacintal como se muestra en la siguiente tabla:

Secciones comnes para pozos profundos:

1ra Seccin Hoyo 36 y Revestidor 30 Piloto 2da Seccin Hoyo 26 y Revestidor 20 Conductor

3ra Seccin Hoyo 17 y Revestidor 13 3/8 Superficial

4ta Seccin Hoyo 12 y Revestidor 9 5/8 Intermedio

5ta Seccin Hoyo 8 y Revestidor 7 Produccin

6ta Seccin Hoyo 5 7/8 y Revestidor 4 Liner

FASE II


FASE II


A continuacin se menciona el propsito principal de cada Seccin o Revestidor bajado en un pozo con caractersticas similares a la anteriormente indicada y a una profundidad determinada

Propsito: Piloto: Tuberia hincada o pilote marino (percusin) Conductor: Evita erosin de los sedimentos superficiales Superficial: Evita contaminacin de los yacimientos de agua dulce, sirve de soporte para la instalacin de losBOPs Intermedio: Aisla zonas de presiones anormales y problemticas Produccin: Aisla las formaciones o yacimentos a ser producidos Liner: Su utilizacin depender de los objetivos trazados

FASE II


FASE II






Fase II del D.P.A


FASE II

Para el llenado de esta Fase, se describir los clculos involucrados y todas aquellas tablas requeridas o reglas de uso comn: Lnea 1-A Coloque la profundidad estimada de los Puntos sugeridos de asentamiento de las distintas Secciones que el hoyo tendr. Esta debe ser referida siempre a la profundidad medida, ya que la misma se utilizar para calcular posteriormente cargas

Lnea 2-B Coloque los dimetros del hoyo (mechas o barrenas) a perforar previamente y que servirn para la bajada del revestidor . Podemos observar diferentes mecanismos de corte de las mechas

Lnea 3-B Coloque en este items, la informacin suministrada por la fuente de Geologa y Yacimiento sobre la Perforabilidadde las Formaciones a atravesar. Utilice la siguiente nomenclatura: MB: Muy Blanda, B: Blanda, SD: SemiDura, D: Dura, ED: Ext. Dura


Mechas de Perforacin

FASE II


FASE II

MecanismoMecanismo: : TrituraciTrituracinn

MechaMecha de de InsertosInsertos de de CarburoCarburo de de TungstenoTungsteno((TricTricnicanica))


FASE II

MecanismoMecanismo: : CizallamientoCizallamiento

MechaMecha P.D.C P.D.C


FASE II

MecanismoMecanismo: : FricciFriccinn o o AbrasiAbrasinn

MechaMecha de Diamante Natural de Diamante Natural


FASE II

Lnea 4-A Coloque el Dimetro Exterior (DE) de los revestidores a bajar en cada seccin del pozo. Este dimetro debe estar acorde con los requerimientos por parte de Geologa y Yacimiento y con el adecuado para el Mtodo de Produccin que se desea en la terminacin o completacin del pozo

Lnea 5 7 y 9 - D Estas lneas deben estar asociadas con el Diseo de Revestidores elaborado por el Ingeniero de Diseo y los Factores de Diseo normados por la empresa que construye el pozo. En ellas se plasma el Peso de los Revestidores (lbs/pie) y el Grado de Fabricacin (API) de los mismos, aqu se utilizaruna Tabla de Revestidores API para sus Propiedades Mecnicas. Ver cuadro comparativo de los Factores de Diseo

Lnea 6 8 y 10 - D Coloque las longitudes o profundidades de cada seccin de los Revestidores a bajar. Estas, tal como se estableci en la Lnea 1-A deben estar referidas a las profundidades medidas.


FASE II

REVESTIDOR DIAMETRO(pulg) GRADOPESO (lbs)

Rc (Lppc) FSc

Re (Lppc) FSe

Rt (Mlppc) FSt

SUPERFICIAL 13 3/8 J-55 68 1950 1 3450 1,3 1069 4

INTERMEDIO 9 5/8 P-110 47 5300 2,9 9160 1,1 1500 2,6

N-80 47 4760 0,74 6870 1,1 1161 1,9

N-80 53,5 6620 0,75 7930 3,4 1329 1,9

PRODUCCION 7 P-110 32 10780 1,1 11640 1,4 1053 2,5

P-110 35 13020 1,1 11640 13,7 1096 2,5

LOC. W-CJW-1

Factores de Diseo de los Revestidores

M lbs


FASE II

Lnea 11-D Para el llenado de este item, es necesario combinar las Lneas 5 a 7D con las Lneas 6 a 10-D. Esta combinacin debe realizarse con la siguiente frmula:

Peso de la Sarta de Revestimiento en el Aire: (PSRA)

PSRA = Peso del Revestidor (lbs/pie) x Longitud o cantidad (pies)

Lnea 12-E Este item se refiere a la Resistencia a la Tensin en el cuerpo del Revestidor. Este valor puede ser encontrada en la Tabla API sobre Propiedades Mecnicas o calculados con la siguiente frmula:

Mnima carga para partirse o Resistencia a la Tensin (Rt)

Rt = Ym (lbs/pulg. cuadradas) x rea del tubo (pulg. cuadradas)


FASE II

Grado Punto de cedenciamnimo (psi)

Punto de cedenciamximo (psi)

Resistencia a la tensin mnima (psi)

H40 40,000 80,000 60,000

J55 55,000 80,000 70-95,000

K55 55,000 80,000 70-95,000

N80 80,000 110,000 100,000

L80 80,000 95,000 100,000

C90 90,000 105,000 100,000

C95 95,000 110,000 105,000

P110 110,000 140,000 125,000

Q125 125,000 150,000 135,000

Caractersticas y Propiedades Mecnicas:


2 2

FASE II

donde:Ym : Esfuerzo de Ruptura Mnima del Revestidor. Asociado aal Grado de Acero, Ej: N-80, significa 80.000 lbs/pulgs cuadradas

Area del tubo: Area seccional del tubo = /4 ( DE DI )

Lnea 13-E Para el llenado de este item es necesario definir tres Lneas previamente, las cuales esta relacionadas con el fluido de perforacin. Estas son las Lneas 33 C a 35 C. Para el llenado de la Lnea 35 C, es necesario calcular el Factor de Flotacin para cada Densidad o Peso del fluido. La misma, podr obtenerse a travs de tablas o grficos las cuales se encuentran disponibles o travs de la siguiente frmula

Factor de Flotacin (FF)

FF = 1 (Df (lbs/gal) / Dac (lbs/gal))


FASE II

donde:Df: Densidad o peso del fluido de perforacin, lbs/galDac: Densidad del acero: 65.4 lbs/gal

Posteriormente para este clculo se necesita utilizar la siguiente frmula:

Peso de la Sarta de revestimiento en el fluido o lodo (PSRA fl.)

PSRA fl. = PSRA (M-lbs) x FF

Lnea 14-E En este item del D.P,A se debe tomar como referencia valores de uso comn, los cuales pudiesen ser considerados como estandar. El mismo esta referido a la Mnima Velocidad Requerida reducida para bajar el revestidor, considerando que la misma fuese crtica. Este valor es usado como criterio para determinar los requerimientos del freno auxiliar del malacate. Su valor ser considerado entre 90 y 60 pies/min

MECHA 12-1/4

MWD+ LWD

K-MONEL (6-3/4)

HW (5)

JARS (6-1/2)

HW (5)

DP (5)


DP (5)

HW (5)

DC (8)

MECHA

12-1/4

PDM / BH 2 1/2

Fase III

Sarta de Perforacin

Recomendada


FASE III

I II III IV V Lnea PasoPeso de las barras (drillcollars) en el aire, M-lbs. 15 FDmetro externo e interno, seccin inferior, pulg. 16 GLongitud de la seccin inferior, pies. 17 GDimetro externo e interno, seccin superior, pulg. 18 GLongitud de la seccin superior, pies. 19 GDimetro externo de la tubera de perforacin, pulg. 20 HPeso en lbs/pie y Grado A.P.I de la tubera de perforacin 21 HLongitud de la tubera de perforacin, pies. 22 HPeso de la tubera de perforacin en el aire, M-lbs 23 HCarga para partirse (resistencia a la tensin), M-lbs. 24 HPeso de la sarta de perforacin en el aire, M-lbs 25 JMnima velocidad requerida para izamiento, pies/min. 26 JCaballaje al gancho al mximo peso y mnima velocidad 27 KPeso de la sarta de perforacin en el lodo, M-lbs. 28 KMnima velocidad requerida, pies/min. 29 K


Sarta de Perforacin recomendada

Fase III del D.P.A


FASE III

En esta Fase del D.P.A, se requiere conocer lo relativo a la Sarta de Perforacin (Funciones y Componentes que la integran). As mismo, aquellos clculos relacionados a ser ms ptima su utilizacin en las diferentes secciones de hoyo

En principio, discutiremos sobre las distintas combinaciones que se pudiesen hacer a fin de poder asegurar que nuestra Sarta de Perforacin cumpla con todas sus funciones, para ello la Tabla anexa nos muestra una relacin del Dimetro del Hoyo y el Dimetro de las Barras o Drill Collars y el Dimetro de la Tubera de Perforacin de uso comn

Hoyo Barras o DCs Tubera (DP)26 y 17 9 y 8 6 5/8 y 5

12 9 8 y 7 5

8 y 8 3/8 6 y 6 5

6 y 5 7/8 4 3


FASE III

Sarta de Perforacin Componentes metlicos armados secuencialmente que conforman el ensamblaje de fondo (BHA) y la tubera de perforacin, a fin de cumplir las siguientes funciones:

Proporcionar peso sobre la mecha o barrena (PSM) Prueba de perforabilidad (Drill off test)

Conducir del fluido en su ciclo de circulacin Darle verticalidad o direccionalidad al hoyo Proteger la tubera del pandeo y de la torsin Reducir patas de perro, llaveteros y escalonamiento Asegurar la bajada del revestidor Reducir dao por vibracin al equipo de perforacin Servir como herramienta complementaria de pesca Construir un hoyo en calibre Darle profundidad al pozo


FASE III

Componentes: Barras botellas de perforacin (drill collars)

Tubera de transicin (hevi-wate)

Tubera de perforacin (drill pipe)

Herramientas especiales Substitutos Cross-over EstabilizadoresMartillosMotores de fondo Turbinas Camisas desviadas (bent housing)MWD / LWD Otras herramientas (cesta, ampliadores, etc)

Barras o Botellas Tubera de Transicin Tubera de Perforacin


FASE III


FASE III

2 2

Iniciaremos el llenado de esta Fase con las Lneas 16-G a 19-G para luego regresar a la Lnea 15-F

Lnea 16-G a 19-G Basada en la tabla anterior, debemos seleccionar aquellos dimetros de barras acordes con el dimetro del hoyo a perforar. Para su longitud, se asumen valores de Peso sobre la Mecha (P.S.M) por seccin de hoyo para luego calcular el nmero de barras requeridas. Previo a este clculo se debe obtener el Peso de las Barras o Drill Collars (lbs/pie) a travs de Tablas, Grficos o por la frmula siguiente:

Peso de las Barras en lbs/pie (PBa) (Barras Lisas)

PBa = 2.67 ( D.E barra D.I barra )

Nota: Utilice la constante 2,56 para Barras Espiraladas


FASE III

Hoyos Direccionales,Coloque el Cos del Angulo de Inclinacin en el denominador

Los valores que se seleccionarn para el P.S.M, dependern del anlisis de los pozos vecinos y su Rendimiento en cuanto a la Rata de Penetracin (R.O.P) obtenida o de alguna Prueba de Perforabilidad que se haya realizado

El Nmero de Barras o Drill Collars se calcular de la manera siguiente:

Nmero de Barras o Drill Collars (No. DC`s) para hoyos verticales

No. DC`s = P.S.ML DC`s x PBa x FF x 0.9

donde:L DC`s: Longitud de una barra o dril lcollars (+/- 30)

0.9: Factor de Seguridad para garantizar que el Punto Neutro quede dentro del rea de las barras


FASE III

La longitud de las secciones se har con el No. de Barras calculadas multiplicada por la Longitud de una Barra o sea 30 pies. De esa manera completamos las lneas 17-G y 19-G en caso de que haya combinacin de dos dimetros diferentes de barras (seccin inferior y seccin superior)

Lnea 15-F Una vez calculado el Peso de las Barras de acuerdo a su Dimetro y su Longitud, nos disponemos a calcular el Peso de las Barras o DrillCollars en el Aire de acuerdo a la siguiente frmula:

Peso de las Barras o Drill Collars en el Aire (PBA)

PBA = PBa (lbs/pie) x Longitud total de la seccin (pies)

Cuando se presenten la combinacin de dos dimetros de barras, este clculo debe hacerse por separado y posteriormente realizar una sumatoria de los pesos resultantes


FASE III

Lnea 20-H Para el llenado de esta Lnea solo se utilizar la tabla de referencia anexa sobre la combinacin del Dimetro del Hoyo y el Dimetro de la Tubera de perforacin, esto como uso comn

Lnea 21-H La tubera de perforacin posee Propiedades Mecnicas las cuales deben ser plasmadas en el D.P.A a travs de esta Lnea. Al igual que el revestidor, la tubera tiene un Peso por pie (lbs/pie), as como una Resistencia al Esfuerzo Mnimo de Ruptura, la cual garantizar que la tubera pueda trabajar en Tensin sin ningn inconveniente, pero nunca la misma debe trabajar en compresin

As mismo, pudiese darse el caso que se haga necesario combinar Grados diferentes de resistencia de la tubera y hasta dimetros diferentes para la perforacin de una misma seccin del hoyo, Por supuesto, es menester dejar siempre un margen de seguridad de Sobre Tensin (Over Pull) por si se requiere trabajar la sarta en una contingencia de pega

Lnea 22-H La cantidad de tubera de perforacin requerida resultar de restar la profundidad total de la seccin menos la cantidad o longitud existente de barras previamente calculada (o sea Lnea 1-A menos 17-G / 19-G)

Lnea 23-H Obtenida la cantidad o longitud de la tubera de perforacin, nos dispondremos a calcular en esta Lnea el Peso de la Tubera de Perforacin en el aire

Peso de la Tubera de Perforacin en el Aire (PTPA)

PTPA = Peso ajustado de la TP (lbs/pie) x Longitud de la TP (pies)

Lnea 24-H Esta Lnea esta referida a la carga para partirse o Resistencia a la Tensin de la Tubera, la misma depender del Esfuerzo referido en la Lnea 21-H


FASE III

La frmula para el clculo de la Resistencia a la Tensin ser como sigue:

Carga para partirse o Resistencia a la Tensin (Rt TP)

Rt TP = Ym TP (lbs/pulgs ) x rea del tubo (pulgs )

donde:Ym TP: Esfuerzo Mnimo de Ruptura de la Tubera

rea seccional del tubo: /4 (D.E TP D.I TP )

Lnea 25-J Para el llenado de esta Lnea, se debe realizar una sumatoria de las Lneas 15-F y 23-H, para obtener el Peso Total de la Sarta de Perforacin en el aire (PTSA)


FASE III

2 2

2 2


FASE III

Lnea 26-J La tubera de perforacin utilizada en la Industria Petrolera Mundial es aquella la cual su longitud esta entre 29 a 31 pies. Esta tubera es clasificada por la A.P.I como tubera Rango 2, para lo cual su velocidad de izamiento recomendada a fin de evitar una succin o suabeo del pozo no sea menor de 45 seg/parada de tres tubos

Para el llenado de esta Lnea, se asumir la longitud de una parada de tres tubos de 100 pies y el valor de velocidad mnima de izamiento se asumir de 100 pies/minuto

Lnea 27-K Para esta Lnea, se requiere relacionar las Lneas 25 y 26-J, es importante considerar el Peso de la Sarta en el aire, no se toma en cuenta el efecto de flotacin ya que se asume que el mismo es contrarrestado por la friccin en el hoyo

Para dicho clculo se utilizar la siguiente frmula:

Caballaje al gancho (HP g)

HP g = Carga en el gancho (lbs) x Velocidad de izamiento (pies/min)33.000

donde: Carga en el gancho: Referida al Peso Total de la Sarta en el aire PTSA, lbs33.000: Factor de conversin de lbs x (pie/min) a Potencia

Lnea 28-K Obtenido el Peso Total de la Sarta en el aire (PTSA) (Lnea 25-J), se debe calcular el Peso de la Sarta sumergida en el fluido o lodo de perforacin, para ello utilizaremos la siguiente frmula:

Peso de la Sarta de Perforacin en el fluido (PSP fl)

PSP fl = PTSA (lbs) x FF


FASE III


FASE III

Lnea 29-K Al igual que la Lnea 14-E, la cual estaba referida a la Velocidad Mnima Requerida, es necesario para el caso de la Sarta de Perforacin asumir un valor de uso comn

Dado que la tubera pesa menos que el revestidor el valor que se utilizar es de 200 pies/min. Este valor serusado como referencia para el diseo de los frenos auxiliares del malacate mientras se perfora


Fase IV

Requisitos de la Cabria

Torre de

Perforacin


FASE IV

I II III IV V Lnea PasoCarga crtica al gancho, M-lbs 30 LNmero de lneas (guaya) al bloque viajero 31 LCapacidad bruta mmima nominal, M-lbs 32 L


Requisitos de la Cabria o Torre de Perforacin

Fase IV del D.P.A


FASE IV

A pesar de que esta Fase del D.P.A contiene apenas tres items, es fundamental relacionar varios aspectos que tienen incidencia en el manejo de cargas y que se requiere tener su disponibilidad en lo relativo al Sistema de Levantamiento

Para ello, en esta Fase se discutirn todos los aspectos que tengan relacin directa y que a continuacin mencionaremos:

Factor de Eficiencia de la Cabria o Torre de Perforacin

Cable o Guaya de Perforacin. Caractersticas

Diseo del Cable usando Factores de Seguridad A.P.I

Trabajo de la Guaya (Toneladas millas). Clculos


FASE IV

Lnea 30-L Para la Carga Crtica en el Gancho se utilizan diferentes formas de estimar su valor, pero una de las que parece ms lgica es seleccionar el valor mayor entre el 80% de la Resistencia por Tensin del Revestidor ms pesado y el 100% de la Resistencia a la Tensin de la Tubera de Perforacin

Esto es: 80% de la Lnea 12-E y 100 % de la Lnea 24. Este valor ser colocado en la Lnea 30-L

Lnea 31-L Es necesario asumir un nmero de lneas entre bloque viajero y bloque corona, tal que las mismas estn dentro del Rango propuesto por A.P.I y que garantice el movimiento favorable y seguro en el momento de realizar un viaje con tubera

Los rangos considerados por la A.P.I en cuanto al proceso de bajada del revestidor y al proceso de perforar es el siguiente:

Rango del Factor de Seguridad: Proceso Revestimiento

2.5 Factor de Seguridad 5.0

Rango del Factor de Seguridad: Proceso de Perforacin

3.5 Factor de Seguridad 5.0

Lnea 32-L Los fabricantes de torres, mstiles y subestructuras, en cooperacin con el A.P.I proporcionan a los usuarios las capacidades de carga segura aplicables en tales equipos.

Para las torres de perforacin, la carga crtica es aproximadamente 200 % de la capacidad de carga nominal. Esta Capacidad Bruta Nominal se calcular a travs de la siguiente frmula:


FASE IV

Carga Bruta Nominal (CBN)CBN = N + 4 (S + H) + C

N

donde:N: Nmero de lneas guarnidas entre bloque viajero y bloque corona (Lnea 31-L)

S: Peso del equipo miscelneo en suspensin (lbs)

H: Carga crtica en el Gancho (lbs) (Lnea 30-L)

C: Peso del Bloque Corona (lbs)

4: Nmero de patas de la subestructura


FASE IV


Manguera

Anular

Jets de la mecha

Sarta dePerforacin

Tubovertical

Swivel

Kelly Fase V

Necesidades Hidrulicas


FASE V

I II III IV V Lnea PasoTipo de fluido (lodo) de perforacin 33 C

Densidad o peso, lbs/gal. 34 CFactor de Flotacin 35 C

Caballaje hidrulico seleccionado en la mecha 36 MVelocidad anular seleccionada, pies/min. 37 N

Tasa de circulacin, gal/min bls/min. 38 NVelocidad en las boquillas (jets), pies/seg. 39 O

Prdida de presin en los equipos de superficie, psi. 40 PPrdida de presin en la tubera de perforacin, psi. 41 QPrdida de presin en las barras (drillcollars), psi. 42 RPrdida de presin en las boquillas o jets de la mecha, psi. 43 SPrdida de presin en el anular hoyo-barras, psi. 44 TPrdida de presin en el anular hoyo-tubera de perf.,psi. 45 TPrdida de presin total nominal, psi. 46 TPresin de superficie o de bombeo corregida, psi. 47 UCaballaje hidrulico en superficie 48 U



Fase V del D.P.A


FASE V

El llenado esta Fase del D.P.A contempla una informacin bsica en lo relativo a optimizar la Rata de Penetracin (R.O.P), ya que la misma es necesaria para el diseo de las bombas del fluido de perforacin y su respectiva potencia

Esto garantizar el caudal suficiente para cumplir con el Mtodo Hidrulico seleccionado y con la Presin de Superficie. Estos Mtodos, deben ser seleccionados de acuerdo al tipo de formacin a atravesar y al tipo de mecha o barrena que se vaya a utilizar

La Fase V la iniciamos con las Lneas 33 a 35-C, las cuales sirvieron para el clculo del Factor de Flotacin, de all que comenzaremos el llenado a partir de la Lnea 36-M


FASE V

Lnea 36-M La obtencin de un Caballaje hidrulico en la mecha es clave para poder realizar un diseo ptimo de la Hidrulica. Este valor depender de la Potencia por pulgadas cuadrada ( HSI (hydraulic square inch)) que se haya seleccionado. El rango de los HSI est entre 2.0 y 8.0

Este valor sugerido no siempre estar disponible, todo depender de la capacidad de la bomba del taladro y por supuesto de nuestra habilidad en el diseo de los jets o chorros de la mecha o barrena

Este rango para las mechas es fundamental, ya que garantiza una amplia limpieza en la cara de la mecha y por ende evita erosionamiento y posible formacin de anillos alrededor de ella

Para el pozo modelo que se desarrolla en el llenado del D.P.Ase debe asumir un valor dentro del rango, tal que nos permita continuar con los dems items

Este valor puede ser obtenido de los pozos vecinos, comprobando en cada seccin del hoyo cual fue el mejor rendimiento de una mecha y tomando el Ingeniero de Diseo como referencia dicho valor para realizar su hidrulica final. La frmula para el clculo del Caballaje Hidrulico en la Mecha es la siguiente:

Caballaje Hidrulico en la Mecha (CH m) Lnea 36-M

CH m = HSI x rea del hoyo (pulgs )

donde:rea del hoyo = (/4) x (Dimetro del hoyo )


FASE V

2

2


FASE V

Lnea 37-N Una de los factores limitantes que se requiere cumplir al momento de disear la hidrulica para un pozo, esta relacionado con la garanta de la limpieza del fondo del pozo. Este requisito est asociado con la Velocidad Anular Mnima (VA m en pie/min)

Existen varias formas de conocer un valor de Velocidad Anular Mnima, a saber grficos, tablas o frmulas. Para el llenado de esta Lnea utilizaremos una tabla de uso comnpara la seleccin de la velocidad referida (con un valor mayor), la cual esta relacionada con el dimetro del hoyo y de la tubera de perforacin

Dimetro del Hoyo VA m (pie/min)26 y 17 50 - 70

12 908 110 5 7/8 140

Lnea 38-N Con el valor de la Velocidad Anular seleccionada, nos disponemos a calcular el valor del Caudal que nos garantice tener dicha velocidad. Este valor de Caudal serobtenido utilizando la siguiente frmula:

Caudal de la Bomba en gal/min (Q)

Q = VA m (pie/min) x (Dhoyo DE TP ) (pulgs. ) / 24.5

donde:Dhoyo: Dimetro del hoyo en pulgs.DE TP: Dimetro de la tubera de perforacin en pulgs24.5: Factor de conversin

Nota: Para trabajar en bls/min divida el resultado de Qentre 42


FASE V

2 22

Lnea 39-O La velocidad de salida del fluido a travs de las boquillas o jets de la mecha o barrena, podemos calcularla utilizando grficos existentes o por la siguiente frmula:

Velocidad de los jets de la mecha (V jets) (pie/seg)

V jets = Q (gal/min) / (3.12 x T.F.A)

donde:T.F.A: rea total de fluido (pulgadas cuadradas) 3.12: Factor de comversin

Lnea 40-P Para conocer los requerimientos de la bomba en cuanto a Potencia y en cuanto a la presin con la cual se desea trabajar basado en el Caudal (Q) seleccionado, es necesario calcular desde la Lnea 40-P hasta la Lnea 45-T


FASE V

En ellas se describe las prdidas por friccin a travs del Sistema de Circulacin por donde el fluido hace su recorrido durante un ciclo completo. Estas prdidas deben ser calculadas con el caudal seleccionado por cada seccin del hoyo (Lnea 38-N)

Existen varios formas para el clculo de las prdidas por friccin, a saber: Reglas hidrulicas. Grficos, Tablas, Frmulas y Programas Computarizados disponibles. Una de las correlaciones ms utilizadas en dicho clculo, es la Correlacin de Blasius, as como la Correlacin de Colebrook, las cuales su formulacin es la siguiente:

Correlacin de Blasius Flujo Turbulento por Tubera:

P = [ Q / (1775 x DI ) ] x L x Fc1


1,86 4,86

FASE V

donde: DI: Dimetro interno de la tubera en pulgsL: Long. de la seccin de tubera medida (MD) en piesFc1: Factor de correccin por densidad del fluido

Fc1 = ( Densidad / 10 ) x ( p / Densidad )

p: Viscosidad plstica en cps

Correlacin de Blasius

Flujo Turbulento por anular:

P = [ Q / (661 (Dm dm) ] x L x Fc1


FASE V

1,86 4,86

donde: Dm: Dimetro mayor y dm: Dimetro menor, pulgs.

0,14

Correlacin de Colebrook

Flujo Turbulento por tubera:

P = [ Q / (862 x DI ) ] x L x Fc2

donde:Fc2 = Factor de correccin por densidad del fluido de perforacin

Fc2 = (Densidad / 10) x ( p / Densidad)

Flujo Turbulento por anular:

P = [ Q / (328 (Dm dm) ] x L x Fc2


FASE V

1,75 4.75

1,75 4.75

0,25

Flujo Laminar por tubera:

P = [ p x Q / (3663 x DI ) ] x L

Flujo Laminar por anular:

P = [ p x Q / (1624 (Dm dm) ] x L


FASE V

4

4

Anexo, grfico del recorrido del fluido el cual causa Prdidas por Friccin en el Sistema de Circulacin

Para efecto del llenado de las Lneas 40-P a 45-T, referidas a prdidas por friccin y a fin de facilitar el clculo se utilizarn las tablas que se encuentran en la parte anexa.

Mud Pump

Swivel

Kelly or Topdrive

Annulus

Rotary Hose

Standpipe

Drillpipe

Wellbore

12 Bit

Drill Collars

Rig Floor

Flow Line

Formations

Casing

BOP

Drilling Mud

Shakers

Mud Pits

Oil/Gas

Standpipe or Circulating Pressure

Sistema de Circulacin

FASE V



FASE V

Lnea 46-T Esta Lnea est referida a la sumatoria de todas las prdidas por friccin calculadas anteriormente

Lnea 47-U Dado que se utiliz las tablas para el clculo de las prdidas por friccin, dichas tablas estn diseadas para un fluido de densidad igual a 10 lbs/gal, de all que se hace necesario corregirla por densidades del fluido real utilizado en cada seccin de hoyo. Este factor de correccin es similar al Fc1 definido anteriormente

Lnea 48-U El clculo de esta Lnea est referida a la Potencia necesaria en superficie para trabajar con una Presin de Bomba y un Caudal previamente diseados en Lneas anteriores. Su valor ser obtenido para todas las secciones del pozo a travs de la siguiente frmula:

Caballaje o Potencia Hidrulica en Superficie (CH s)

CH s = Presin de Superficie (psi) x Q (gal/min)1714

Una vez obtenido el Caballaje en Superficie requerido, es necesario calcular la Potencia de la Bomba utilizando su Eficiencia Volumtrica, las cuales asumiremos para una Bomba Triplex de 95 % y Bomba Duplex de 85 %, esto es:

Potencia de la Bomba (HP b)

HP b = CH s / 0.95 0.85


FASE V

Posteriormente, se calcula la Potencia de los Motores requerida para garantizar que se cumpla con el Caballaje Hidrulico en Superficie, para ello se utiliza la Eficiencia Mecnica de los motores considerada en 85 %

Potencia de los motores de la Bomba (HP mb)

HP mb = HP b / 0.85

A fin de garantizar la Potencia requerida, se puede agregar a la HP mb, las prdidas por componentes (5 % por cada motor) y por promedio de servicio continuo (85%). Es decir que:

HP mb final = HP mn / (0,85 x 0,85)

Nota: Asumir 3 motores


FASE V


Fase VI

Necesidades Rotatorias


FASE VI

I II III IV V Lnea PasoTipo de trasmisin rotatoria 49 VDimetro interno de la mesa rotaria, pulg.. 50 VCapacidad de carga esttica, M-lbs. 51 VLmite de R.P.M, mximo y mnimo 52 VCapacidad de Torsin, lbs-pie. 59 VCaballaje rotatorio 54 V



Fase VI del D.P.A


FASE VI

Para el llenado de esta Fase del D.P.A es necesario considerar la asesora de los fabricantes o de catlogos donde estos equipos estn disponibles. Esto a fin de poder obtener las caractersticas que cumplan con los requisitos asociados a las secciones de los hoyos a perforar.

Una de las principales consideraciones tiene que ver con lo relativo al dimetro disponible de la mesa y su capacidad de carga, de all que el llenado de las siguientes Lneas es ms informacin buscada que equipos diseados

Lnea 49-V Esta Lnea se refiere al tipo de transmisin que la mesa rotaria y sus componentes principales utilizarn para generar el trabajo requerido, para el pozo en diseo se necesita de una cadena de transmisin (malacate) y esto debe ser colocado en la correspondiente Lnea


FASE VI

Lnea 50-V Es necesario considerar para la seleccin del dimetro de la mesa el tamao de la mecha ms grande que perforar el pozo en estudio. En este caso modelo el dimetro ms grande es la del hoyo conductor de 26, de alli que la mesa requerida debe ser de 27 mnimo

Lnea 51-V Para esta Lnea se requiere del fabricante obtener la capacidad de carga que la mesa seleccionada soporta y que debe ser superior a la mayor carga a manejar en el pozo en estudio. Si se observa la Lnea 11-D, podemos obtener la carga mayor del revestidor que pesa ms y esto debe ser la referencia para la seleccin


FASE VI

Lnea 52-V Igualmente, en la tabla del fabricante debe aparecer las revoluciones por minuto (rpm) mxima y mnima que la mesa seleccionada es capaz de suministrar. Esta informacin debe colocarse en esta Lnea. Cualquier rpmmayor requerida se debe utilizar otros mecanismos disponibles, como es el caso de los motores de fondo o las turbinas

Lnea 53-V Al igual que los rpm, el fabricante debe suministrarnos la capacidad de torsin que la mesa posee. Esta informacin al igual que la anterior es la base para calcular el caballaje de la mesa

Lnea 54-V El caballaje de la mesa rotaria, debe ser suministrado por el fabricantes, pero podemos calcularlo por la siguiente frmula:

Caballaje Rotatorio (CR)

CR = (T x rpm ) / 5250

donde: T: Torsin de la mesa rotatoria (lbs-pie) (Lnea 53-V)

5250: Factor de conversin de (lbs-pie) x (rpm) a potencia


FASE VI


FASE VI

La tabla anexa, nos muestra las caractersticas de las distintas mesas rotarias de un fabricante, la requerida para el pozo modelo se ha encerrado en un recuadro

Dimetro mximo de la MR, in (mm)

Capacidad de carga,esttica, tons

Velocidad de la MR, rpm

Relacin de desgaste

Capacidad de aceite, gals (lts)

Peso ( sin MB), lbs (kgs)


Fase VII

Equipos Auxiliares


FASE VII

I II III IV V Lnea PasoClase de preventores (BOPs) 55 W

Tamao, pulg. 56 WArreglo del Conjunto 57 W

Unidad de Cierre, Capacidad del acumulador, gal-psi. 58 WNmero de salidas de control 59 WNmero de estaciones de control remoto 60 W

Mltiple del estrangulador, tamao y clase 61 W

(Drilling Plan Analysis D.P.A)Equipos Auxiliares

FORMATO A.P.I # D-10 A

Fase VII del D.P.A


FASE VII

Esta Fase del D.P.A est relacionada directamente con el Sistema de Seguridad. En ella se plasmar todos los equipos requeridos para poder afrontar una contingencia de arremetida y la cual se basada en un control secundariodiseado para el manejo de presiones esperadas

Lnea 55-W Los equipos preventores (BOP`s) estn clasificados por tipos y clase. La clase esta referida a la presiones que los mismos soportan y que pueden ser diseados de acuerdo a las que se prevee esperar en superficie.

Para esto, es necesario conocer la clasificacin del pozo, vale decir Exploratorio o de Desarrollo. Dependiendo de esto, debemos suponer dos consideraciones crticas y que a continuacin se harn de su conocimiento, todo estos para el clculo de las Presiones de Superficie y para la seleccin de la Clase de BOP`s

Pozos Exploratorios

Suponer que todo el pozo quede lleno de gas

Presin de Superficie (Psup) (psi)

Psup = Pr.Form Ph gas

Pozos de Desarrollo

Suponer que la mitad del pozo quede lleno de gas

Presin de Superficie (Psup) (psi)

Psup = Pr.Form Ph fluido - Phgas


FASE VII

donde:Pr. Form: Presin de la formacin estimada (psi)Ph gas: Presin hidrosttica del gas (psi)

Ph gas = Grad. gas (psi/pie) x Altura del influjo (pies)

Considerar: Para TVD 10.000 un Grad. Gas = 0.1 psi/piePara TVD > 10.000 un Grad. Gas = 0.15 psi/pie

Ph fluido: Presin hidrosttica del fluido (psi)

Una vez conocida la Presin de Superficie se selecciona la Clase de BOPs que se requiere utilizando para tal fin la tabla anexa. Posteriormente el tamao de los BOPs en funcin de dimetro del revestidor de superficie (Lnea 56 W)


FASE VII

Presin de Trabajo Clase2000 psi 2 M

3000 psi 3 M

5000 psi 5 M

10.000 psi 10 M

15.000 psi 15 M

20.000 psi 20 M

Lnea 57-W El arreglo o stack de preventores puede variar dependiendo del tipo de pozo el cual estemos perforando y del espacio rotario que tengamos disponible en el taladro


FASE VII


FASE VII

Por otro lado, el arreglo de preventores esta dirigido a determinar desde abajo hacia arriba cuales son los BOPs que tenemos para el pozo en cuestin. De all, que unos de los arreglos ms utilizado es el RSRRA, el cual significa:

R: Ram`sS: SpoolR: RamsR: Ram`sA: Anular

Es decir, ariete de tubera, carreto de perforacin, ariete y ariete (los cuales pueden ser ciego y de tubera) esfrico

Para nuestro pozo en la Lnea 57-W, colocaremos el arreglo RSRRA. Anexo se muestran dos de los preventorescomnmente utilizados y una descripcin de sus partes, asmismo el arreglo seleccionado:


FASE VII

Hydril GK

Hueco que indica el desplazamiento del pistn

Platina de desgaste

Insertos de acero bridados

Unidad de empaque

Cabeza de la cmara de apertura

PistnCmara de apertura

Puerto y cmara de cierre

Sellos


FASE VII

Cavidad inclinada del ariete

Salida lateral

Conector del fluido hidraulico

Bisagras

Bisagras del fluido

Este modelo est disponible en tamaos entre 7 1/16 y 11 y hasta presiones de trabajo de 20.000 psi.

Cuerpo del arieteRanura del anillo

Asiento del sello superior

Sello de la tapa

Bloque del ariete

Empaque secundario delvstago del pistn

Tornillos de la tapa

Seguro manual

Sellos del pistn

Camisa del cilindro Hueco dedrenaje Sello de lodo

del vstago del pistn

Varillas guia


FASE VII

Manifold del

choque

Seccin A

Seccin B

Ariete de tubera inferior

Carretoperforacin

Lnea del choque

Ariete de tubera superior

Brida de salida utilizada nicamente para stripping combinado de ariete

Ariete ciego

PreventorAnular

Lnea de llenado

Conjunto de PreventoresRSRRA


FASE VII

Lnea 58-W Uno de los equipos clave para el seguro y oportuno funcionamiento de los BOPs, es la Unidad Acumuladora de Presin (U.A.P), la cual representa el control de presin sobre los preventores y vlvulas auxiliares

Existen varios mecanismos de clculos sobre el tipo y cantidad de botellas (acumuladores) que la U.A.P debe tener. Una vez diseado el arreglo de BOPs y su clase o presin de trabajo, se requiere conocer por parte del fabricante la cantidad de volumen (galones) de fluido necesarios para el cierre de dichas vlvulas

A continuacin se describe un procedimiento sencillo el cual esta avalado por la I.A.D.C:

Determine el volumen necesario para cerrar el arreglo de preventores diseado para su pozo. Recuerde que si existen 2 ms BOPs de ariete, se deben calcular en forma individual


FASE VII

Sume todos los volmenes y multiplique este valor por un Factor de Seguridad de 1.5

Divida este volumen total entre el volumen til de las botellas, la cual est comprobado que para presiones de precarga de 1000 psi, de presin final mnima de 1200 psi y presin mxima de 3000 psi, el valor de fluido til es la mitad de la capacidad de la botellas (Ej: 10 galones la botella, el volumen til es 5 gal)

Obtenga el nmero de botellas que su equipo acumulador debe tener

A continuacin se muestra un esqueleto de la U.A.P a fin de poder describir sus partes ms importantes:


FASE VII

Unidad Acumuladora de Presin

Unidad Acumuladora de Presin

FASE VII



FASE VII

Lnea 59-W La salidas de control hidrulico conocidas como vlvulas de cuatro vas, son aquellas necesarias para poder operar todas las vlvulas que dependern de la U.A.P, Estas vlvulas tienen en la U.A.P tres posiciones, a saber: abierta, neutra o cerrada.

Es recomendacin del fabricante de la U.A.P hacer de su conocimiento que las vlvulas de cuatro vas NUNCA deben estar en posicin Neutral

Lnea 60-W El nmero de salidas de control esta referida a las estaciones a control remoto que deben existir en un taladro. Generalmente, en los taladros modernos existen dos (2) estaciones, una colocada detrs de la consola del Perforador y otra colocada al lado de la oficina del Supervisor.


FASE VII

Lnea 61-W El diseo de los equipos auxiliares finaliza con el Mltiple de Estranguladores, el cual es el conjunto de vlvulas que permiten el control del pozo a travs de un estrangulador (manual o remoto) y el desvo de la salida del influjo hacia el lugar ms conveniente del rea de la localizacin.

Todos estos con el control absoluto de quien dirige las operaciones, a fin de solventar la contingencia de arremetida y garantizar la seguridad al personal y la del medio ambiente, ascomo la de los equipos de perforacin.

Es importante tener en cuenta, que la Presin de Trabajo con la que diseamos los BOPs, esta debe ser la misma de las vlvulas que conforman el Mltiple de Estranguladores

A continuacin un esquema de un Mltiple de Estranguladores y un Estrangulador remoto:


FASE VII

Conjunto depreventoras

1

l

1

1

4

11

1

4

2

2Desde el DST al manifold del choque

Lnea DST

2

2

2

2

1

1 1

3

3

Mltiple de Estranguladores

Lnea principal del choque

Lnea para matar

Desde la bomba para matar

Tanque de desvoO viaje

Hacia el separador de lodo/gas

Hacia tanquesde lodo

Piscina de reserva

Lnea del choque manual

Lnea del quemadero separador de produccin


FASE VII

Mltiple de Estranguladores


FASE VII

Estranguladores RemotoCameron y Swaco

Disco estacionario

Disco rotatorio

Entrada


Seleccin del

Taladro


SELECCIN

Una vez completado todo el D.P.A, nos disponemos ahora a la Seleccin del Taladro de Perforacin. Dicha seleccin se basar en aspectos crticos los cuales aparecen plasmados en el D.P.A y que necesariamente debe ser cubiertos por el Taladro seleccionado

Existen varios tipos de Taladros, tanto para tierra como para agua. Los de tierra se clasifican en Taladros para perforar pozos someros o pozos profundos. Los mismos, pueden ser desde un Camin con el Mstil incorporado hasta un Taladro de mayor potencia.

As mismo, estos Taladros pueden ser Verticales convencionales o Inclinados. Los Taladros modernos poseen la facilidad de autovestirsey autodesvestirse, lo cual representa un ahorro considerable en cuanto a esta actividad.

Para el caso de los Taladros de agua, la variedad si es ms compleja, ya que estos taladros poseen diferentes formas y nombres las cuales enumeraremos a continuacin:


SELECCIN

Anexo se Muestra algunas de estos Taladros de agua en los cuales los ms comnmente usados son:

Gabarras Cantilever Gabarras Tenders Jack up Semisumergible Plataformas Barcos

A fin de completar el Taladro que podr perforar nuestro pozo cumpliendo con todos los clculos realizados en el D.P.A, nos dispondremos a presentar una Tabla referencial de cmo seleccionar el mismo y que condiciones se sugiere tomar en cuenta al momentode la seleccin.

Es importante recalcar que las empresas utilizan una clasificacin particular la cual debe ser respectada y esta tabla solo procura ser referencial


JACK UPSEMI SUMERGIBLE PLATAFORMABARCO DE PERF,

CANTILEVER

SELECCIN


SELECCIN

TIPO DE TALADRO

CAPACIDAD DE LA CABRIA (MMLBS)

POTENCIA AL MALACATE (HP)

BOMBAS DE LODO (HP)

PROFUNDIDAD ALCANZABLE (PIES)

EQUIPO BOPs (PSI)

CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO (BLS)

TIPO DE TALADRO

CAPACIDAD DE LA CABRIA (MMLBS)

POTENCIA AL MALACATE (HP)

BOMBAS DE LODO (HP)

PROFUNDIDAD ALCANZABLE (PIES)

EQUIPO BOPs (PSI)

CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO (BLS)

Taladro C

1,2

1500

1300

15000

10000

1000 - 1200

Taladro C

1,2

1500

1300

15000

10000

1000 - 1200

Taladro D

1,6

2000

1500

20000

15000

1200 - 1500

Taladro D

1,6

2000

1500

20000

15000

1200 - 1500

ESPECIFICACIONES DEL TALADROESPECIFICACIONES DEL TALADROESPECIFICACIONES DEL TALADRO

02000

4000

6000

8000

10000

120000 20 40 60 80 100

TIEMPO (DIAS)

P

R

O

F

U

N

D

I

D

A

D

(

P

I

E

S

)

0

2000

4000

6000

8000

10000

120000 20 40 60 80 100

TIEMPO (DIAS)

P

R

O

F

U

N

D

I

D

A

D

(

P

I

E

S

)

TIEMPO ESTIMADOTIEMPO REAL


PLANO DE INCLINACIN

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000-200 0 200 400 600

Seccin Vertical (Pies)

P

r

o

f

u

n

d

i

d

a

d

V

e

r

t

i

c

a

l

(

P

i

e

s

)

DesplazDesplaz. Horiz.: . Horiz.: 417417DirecciDireccin: n: S48S48OOAngulo: Angulo: 1313 Tpicos

Complementarios

A continuacin se mencionan algunos de las contingencias ms comunes al momento de la perforacin de un pozo, las cuales deben ser prevenidas, detectadas y solucionadas evitando as una gran interferencia en cuanto a tiempo y costos operacionales planificados

Problemas asociados al pozo y a los equipos Incremento en la ROP Cambio de torque Fluctuaciones de la bomba Cambio en las propiedades del fluido Inestabilidad del hoyo Gas de conexin Variaciones del PSM Seales de Kick (Arremetidas) Seleccin Mtodos de Control


TPICOS


TPICOS

Una vez finalizada la Ingeniera de Diseo del Pozo y la Planificacin de las actividades a ejecutar, nos disponemos a determinar los Costos asociados de las Operaciones e Ingeniera del pozo en su conjunto

Para realizar lo relativo a costos, es necesario puntualizar los mismos por cada Seccin de los hoyos a perforar, para lo cual se recomienda un patrn de items referenciales para el clculo del costo final del proyecto pozo

A continuacin, se menciona lo que pudiese ser una gua de items a ser considerados por el Ingeniero de Diseo y/o Planificacin. Es importante mencionar a su vez, que cualquier actividad adicional que se prevea realizar en este pozo, deba ser considerada en el clculo final a fin de evitar hacer ajustes presupuestarios innecesarios

Solo aquellos cambios obligantes que estn alrededor de contingencias del pozo (Ej. Prueba L.O.T no ajustada a estimaciones) sern cubiertas con costos extras, lo cual alterar el costo planificado

Tabla gua sobre items a considerar en los costos del pozo:

Mudanza. Transporte General. Miscelneos

Labor. Tasa diaria del Taladro.

Fluidos de perforacin. Mantenimiento general

Mechas. Control direccional. Herramientas especiales de fondo

Tubera de Revestimiento. Cementacin. Tubera de Completacin y equipos involucrados

Registros Elctricos. Caoneo.

Actividades complementarias (Ncleos, Pruebas, etc)


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Existen varias modalidades de plasmar los costos estimados del pozo, unos de ellos es un grfico de barras y otro un grfico de torta, tal como los que se presentan a continuacin:

266,4

101,22

874,8

60,731

0100200300400500600700800900

C

o

s

t

o

s

(

M

M

B

s

)

Costos Estimados LOC W-CJW-1

Tubera de produccin,Revestidores y Cementacin

Caoneo, Completacin yPerfiles

Equipo, Mudanza,Transporte, Miscelaneos

Mechas, Control direccional,Labor fac.

Fluidos

266,4

101,22

874,8

60,731

0100200300400500600700800900

C

o

s

t

o

s

(

M

M

B

s

)

Costos Estimados LOC W-CJW-1

Tubera de produccin,Revestidores y Cementacin

Caoneo, Completacin yPerfiles

Equipo, Mudanza,Transporte, Miscelaneos

Mechas, Control direccional,Labor fac.

Fluidos

Costos estimados

Perforar hoyo desviado (interm.)

21%

Bajar y cementar revestidor intermedio

16%

Tapn de cemento del hoyo piloto

55%

Bajar forro ranurado y

completacin8%

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En cada una de las secciones del hoyo a perforar, el Ingeniero de Diseo y/o Planificacin debe estimar el tiempo de cada unas de las actividades a cumplir en esa fase del pozo

Como reto, el Ingeniero debe tratar de mejorar el mejor tiempo de los pozos vecinos, siempre y cuando ese tiempo no haya sido ya considerado por la Gerencia como el tiempo ptimo de operaciones.

Conocido por actividad y por seccin este tiempo estimado, el Ingeniero debe mostrarlo a travs de un grfico de profundidad vsdas, en la cual se pueda plotear diariamente el tiempo real del pozo, a fin de hacer la comparacin respectiva y poder realizar las mejoras pertinentes

Este ploteo se recomienda llevarlo tanto en el Taladro como en la oficina de la operadora, as mismo en la contratista de perforacin

A continuacin una muestra grfica de Profundidad vs tiempo (das)


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Curva de Tiempo Estimado0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

180000 10 20 30 40 50 60 70 80

Das

P

r

o

f

u

n

d

i

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a

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p

i

e

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)

Curva de Tiempo Estimado0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

180000 10 20 30 40 50 60 70 80

Das

P

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d

i

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a

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(

p

i

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)

B

A

C

D

EF

G H I J

A = Mudar y Vestir

B = Perforar hoyo 17 1/2 hasta 4500

C = Bajar/Cementar Rev. 13 3/8

D = Perforar hoyo 12 1/4 hasta 14585

E = Bajar/Cementar Rev. 9 5/8

F = Perforar hoyo 8 1/2 hasta 16345

G = Registros

H = Bajar/Cementar Rev. 7

I = Completacin

J = Desvestir


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Para tratar durante este evento un Tpico Complementario asociado a una actividad comn de la mayora de los pozos que actualmente se perforan alrededor del mundo, se ha seleccionado el de Perforacin Direccional o Desviada

Para tal efecto, se har un anlisis de los items asociados a este tpico que sera de inters para el Ingeniero de Diseo y/o Panificacin y que pueda incrementar su pericia en las labores de Operaciones y de Ingeniera propiamente dicha

Como es de su conocimiento esta actividad direccional directamente recae en una empresa contratista especializada y el papel del Ingeniero de Diseo y/o Planificacin se basa en la Supervisin de la labor, ms no de la ejecucin en s.

Dividiremos esta seccin por mdulos y sern discutida en forma general cada uno de ellos, sin llegar a disear en forma masiva, solo informativa


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Causas o razones para perforar direccionalmente Conceptos bsicos utilizados Herramientas utilizadas en la perforacin direccional Tipos de pozos direccionalesMtodos de estudios direccionales. Ploteo de puntos Correccin magntica Diagrama de vectores (orientacin del tool face)

Causas o razones para perforar direccionalmente Existen varias razones para perforar un pozo direccional, entre ellas est: Localizaciones inaccesibles, domos de sal, pozos de alivio, side track, pozos con fallas, pozos geotrmicos, pozos de tierra a costa fuera, pozos en forma agrupados (clusters), mltiples pozos (misma plataforma), etc.


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Conceptos bsicos Para un buen entendimiento de las operaciones direccionales, es necesario tener un amplio conocimiento de los Conceptos ms utilizados en la Perforacin Direccional, a continuacin algunos de ellos: Kick off point, ngulo de inclinacin, TVD y MD, tasa de aumento y de disminucin del ngulo, seccin de construccin, seccin tangencial, seccin de descenso, desvo o desplazamiento horizontal, coordenadas, direccin del pozo, rumbo, buzamiento, tolerancia del objetivo, dog leg, severidad del dog leg, radio de curvatura

Herramientas utilizadas Herramientas de deflexin (mechas, cucharas, camisas desviadas, substitutos desviados) Herramientas de medicin Herramientas auxiliares (barras o drillcollars, monel, estabilizadores, sartas utilizadas, motores de fondo (sarta de navegacin), turbinas


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Tipos de pozos direccionales Los tipos de pozos direccionales dependern de la razn o causa por la cual se decidi perforar direccionalmente y de algunas condiciones de las formaciones a atravesar. Entre ellos estn:

Tipo Slant o Tangencial

Tipo S

Tipo S Especial

Pozos Horizontales

Pozos Multilaterales

Pozos desviados con un taladro inclinado


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Mtodos de Estudios Direccionales A fin de poder plotear la trayectoria de un pozo en el plano vertical (de inclinacin) y horizontal ( de direccin),es necesario seleccionar un Mtodo de Estudio, esto con miras a utilizar la informacin suministrada por las herramientas de medicin las cuales debemos transformar en valores para los grficos elaborados, estos mtodos son:

Mtodo Tangencial

Mtodo de Radio de Curvatura

Mtodo de Angulo Promedio

Mtodo de Curvatura Mnima


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Correccin magntica Obtenidos los valores de la direccin del pozo de las herramientas de medicin, es necesario a fin de poder incorporarlas a los Mtodos de Estudios Direccionales corregirla por Norte Magntico. Esto debido a que los planos elaborados son polares o cartesianos y debemos trabajar en esos mismos planos.

Existen correcciones que pudiesen ser:

A travs del Este o a la derecha

A travs del Oeste o sea a la Izquierda,

As mismo existen lugares donde el Norte Magntico y el Norte Verdadero coinciden

NO E

S : ngulo de correccin magntica de la zona

Norte MagnticoNorte Real_

_+

+

Correccin por el Este (Derecha)

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NO E

S : ngulo de correccin magntica de la zona

Norte Magntico Norte Real_

_+

+

Correccin por el Oeste (Izquierda)

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Diagrama de Vectores A fin de poder orientar la cara de la herramienta (toolface) es necesario tener un conocimiento de la zona donde se perfora o tener un mecanismo de orientacin de la cara al lugar donde a travs de un diagrama de vectores se define

Este mecanismo, nos da cual debe ser la posicin ideal de la herramienta que nos permita obtener al posesionarla los valores de inclinacin y orientacin del pozo, todo esto asociado con el diseo original


ANEXOS


Municipio Estado

a P.FCampo Area


Nombre y No. del PozoPozo A.P.I No. Profundidad Total Proyectada

Formaciones Geolgicas en la Superficie

FASE I







FASE II


I II III IV V Lnea PasoPeso de las barras (drillcollars) en el aire, M-lbs. 15 FDmetro externo e interno, seccin inferior, pulg. 16 GLongitud de la seccin inferior, pies. 17 GDimetro externo e interno, seccin superior, pulg. 18 GLongitud de la seccin superior, pies. 19 GDimetro externo de la tubera de perforacin, pulg. 20 HPeso en lbs/pie y Grado A.P.I de la tubera de perforacin 21 HLongitud de la tubera de perforacin, pies. 22 HPeso de la tubera de perforacin en el aire, M-lbs 23 HCarga para partirse (resistencia a la tensin), M-lbs. 24 HPeso de la sarta de perforacin en el aire, M-lbs 25 JMnima velocidad requerida para izamiento, pies/min. 26 JCaballaje al gancho al mximo peso y mnima velocidad 27 KPeso de la sarta de perforacin en el lodo, M-lbs. 28 KMnima velocidad requerida, pies/min. 29 K


Sarta de Perforacin recomendada

FASE III


I II III IV V Lnea PasoCarga crtica al gancho, M-lbs 30 LNmero de lneas (guaya) al bloque viajero 31 LCapacidad bruta mmima nominal, M-lbs 32 L


Requisitos de la Cabria o Torre de Perforacin

FASE IV


I II III IV V Lnea PasoTipo de fluido (lodo) de perforacin 33 C

Densidad o peso, lbs/gal. 34 CFactor de Flotacin 35 C

Caballaje hidrulico seleccionado en la mecha 36 MVelocidad anular seleccionada, pies/min. 37 N

Tasa de circulacin, gal/min bls/min. 38 NVelocidad en las boquillas (jets), pies/seg. 39 O

Prdida de presin en los equipos de superficie, psi. 40 PPrdida de presin en la tubera de perforacin, psi. 41 QPrdida de presin en las barras (drillcollars), psi. 42 RPrdida de presin en las boquillas o jets de la mecha, psi. 43 SPrdida de presin en el anular hoyo-barras, psi. 44 TPrdida de presin en el anular hoyo-tubera de perf.,psi. 45 TPrdida de presin total nominal, psi. 46 TPresin de superficie o de bombeo corregida, psi. 47 UCaballaje hidrulico en superficie 48 U



FASE V


I II III IV V Lnea PasoTipo de trasmisin rotatoria 49 VDimetro interno de la mesa rotaria, pulg.. 50 VCapacidad de carga esttica, M-lbs. 51 VLmite de R.P.M, mximo y mnimo 52 VCapacidad de Torsin, lbs-pie. 59 VCaballaje rotatorio 54 V



FASE VI


I II III IV V Lnea PasoClase de preventores (BOPs) 55 W

Tamao, pulg. 56 WArreglo del Conjunto 57 W

Unidad de Cierre, Capacidad del acumulador, gal-psi. 58 WNmero de salidas de control 59 WNmero de estaciones de control remoto 60 W

Mltiple del estrangulador, tamao y clase 61 W

(Drilling Plan Analysis D.P.A)Equipos Auxiliares

FORMATO A.P.I # D-10 A

FASE VII

En tiempos de cambiosaquellos que aprendencontinuamente heredanel futuro...

Los que consideranque ya todo lo han aprendido

se encontrarn equipadospara vivir en un mundo

que ya no existe

Eric Hoffer

Muchas Gracias

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Well Planning - Planeacion de Un Pozo