jueves, 31 de diciembre de 2015

Registros eléctricos (Logging) - Condición de Hueco - Free-Point Log

Si la sarta de perforación se pega cuando se esta haciendo algún viaje, el punto libre (desde donde está la sarta sin obstrucción hacia arriba) El punto libre puede ser determinado con este registro.
El indicador de punto libre se baja con el mismo sistema de cable de los demás registros. Cuando la sarta se rota y se gira, los campos electromagnéticos son registrados en un instrumento de medida en la superficie.
Por medio del back-off (desenroscar y soltar desde el punto libre la tubería) se puede sacar la tubería libre. La tubería restante que ha quedado en el pozo (pescado o fish) puede ser sobrepasada lateralmente o recuperada por medio de herramientas de pesca especializadas. .

miércoles, 30 de diciembre de 2015

Registros eléctricos (Logging) - Condición de Hueco - Caliper Log

La mayoría de los pozos no se han quedado perforados al diámetro de la broca con que se hicieron. Frecuentemente el diámetro es mayor debido a que la broca pudo perforar o rimar un poco fuera del centro, porque se ha derrumbado el shale o porque se han caído las paredes.

El registro del calibre del pozo, registra el diámetro del hueco por profundidad, se corre para determinar variaciones en el diámetro del hueco. La herramienta tiene dos patas flexibles que van deslizando sobre la pared del pozo a medida que se va sacando la herramienta.

El registro de Caliper proporciona un perfil del hueco indicando agrandamientos y reducciones del hueco. Es importante saber el diámetro real del hueco para calcular más precisamente los volúmenes de cemento y determinar el efecto de estas variaciones en los otros registros.
Agrandamientos muy grandes del hueco pueden evidenciar derrumbes.
Diámetros menores acumulación de torta en las paredes de formaciones permeables.

martes, 29 de diciembre de 2015

Registros eléctricos (Logging) - Evaluación de la Formación -Porosidad Neutrón

El registro de porosidad neutrón mide la concentración de iones de hidrógeno en una formación. La formación es bombardeada con neutrones, los que sufren una pérdida de energía al colisionar con los núcleos atómicos. La mayor pérdida de energía ocurre cuando colisiona con átomos de hidrógeno pues son de masa similar.

Puesto que el hidrógeno está concentrado en el fluido, sea agua o hidrocarburo, la medida es una función de la porosidad (aunque el agua en la estructura cristalina de la arcilla no puede ser distinguida del agua en los poros)

Donde haya presencia de gas, la concentración de hidrógeno es menor y se puede observar el ‘efecto gas’, una caída significativa en la porosidad neutrón.

lunes, 28 de diciembre de 2015

Registros eléctricos (Logging) - Evaluación de la Formación -Densidad

El registro de densidad de formación determina la densidad de electrones en una formación bombardeándola con rayos Gamma. Estos colisionan con los electrones de la formación y sufren una pérdida de energía. El número de partículas que regresan es una función de la densidad de la formación.
Generalmente el registro de densidad sólo se corre en zonas de interés, y no en toda la profundidad del pozo. Además, siendo un directo indicador de la compactación, el registro de densidad es una excelente herramienta para evaluar sobre-presiones.

domingo, 27 de diciembre de 2015

Registros eléctricos (Logging) - Evaluación de la Formación - Potencial espontáneo

Mide el potencial eléctrico de la formación (flujo de corriente eléctrica entre aguas con diferente salinidad) Puede ser usado para determinar litología, la Resistividad del agua de formación y ayuda a correlacionar pozos..

sábado, 26 de diciembre de 2015

Registros eléctricos (Logging) - Evaluación de la Formación - Sónico

La herramienta del registro sónico mide el tiempo de tránsito de una onda compresional de sonido por unidad de longitud en dirección vertical al pozo. El tiempo de tránsito (μseg/m) es el recíproco de la velocidad del sonido la cual es una función de la matriz y la porosidad. A medida que la porosidad decrece, decrece también el tiempo de tránsito.

Luego se tiene un indicador directo de la porosidad y la compactación, el registro sónico es una excelente herramienta para determinar zonas de baja compactación y sobre-presionadas.

viernes, 25 de diciembre de 2015

Registros eléctricos (Logging) - Evaluación de la Formación - Resistividad

La resistividad mide la resistencia de una formación a conducir electricidad y es usada para determinar el tipo de fluido que ocupa el espacio de poro en una roca, los niveles de saturación de agua y aceite en las formaciones y la movilidad del fluido.
Se realizan medidas con diferente penetración dentro de la formación, generalmente 30, 60 y 90 cm. Las mediciones más profundas son más acertadas respecto al tipo de fluido ya que están menos afectadas por la invasión del fluido de perforación. La comparación de las tres lecturas pueden indicar la permeabilidad relativa.
La resistividad se incrementa con la presencia de aceite, pues es un noconductor.
Puede ser usada para determinar la saturación de agua (Sw) y el contacto agua-hidrocarburos.

jueves, 24 de diciembre de 2015

Registros eléctricos (Logging) - Evaluación de la Formación - Gamma Ray

Este registro tiene como objeto primario determinar la litología y correlacionar los topes de formación con pozos cercanos. Mide la radioactividad natural de las rocas detectando elementos como Uranio, Torio y potasio.
Se usa para determinar el contenido de shale en las arenas dado que el shale posee un contenido mayor de material radioactivo. Las areniscas libres de shale y carbonatos presentan bajas lecturas de Gamma, aunque ciertas mineralogías como feldespatos potásicos, mica y glauconita pueden elevar estos valores.

miércoles, 23 de diciembre de 2015

Registros eléctricos (Logging)

Después de que cada sección del pozo se perfora, y antes de bajar el revestimiento, y cuando se ha alcanzado la profundidad total de un pozo, se toman una serie de registros (wireline logs) con el fin de obtener información para la evaluación de la formación y el reservorio y para la condición del hueco.
Varias herramientas eléctricas, o sondas, se pueden conectar juntas y bajar dentro del pozo en una unidad de cable especialmente diseñada.
Varios tipos comunes de registros se describen a continuación:

martes, 22 de diciembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras) - Midiendo y Conejeando la Tubería (Strapping and Rabbiting the Pipe)

Medir las paradas (stands) de la tubería a medida que se la va sacando se conoce como Strapping. Esta operación se realiza para confirmar el listado de la tubería (pipe tally) y verificar la profundidad real del pozo.

Conejear la tubería (rabbiting) se refiere a limpiar suciedad dentro de la tubería dejando caer un conejo (rabbit) general mente de madera. Esta operación se efectúa con el fin de limpiar la tubería antes de usar herramientas de fondo costosas como motores de fondo e instrumentos como el MWD.
DATALOG

lunes, 21 de diciembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras) - Peso en el Gancho (Hook Load)

El peso en el gancho es el peso de la sarta de perforación suspendido en el gancho. A medida que la profundidad se hace mayor, el gancho soportará un peso mayor. Debido al desplazamiento del volumen de la sarta en el fluido de perforación, se reduce la carga que ha de soportar el gancho.
Cuando se está sacando o metiendo tubería el factor de flotación debido al fluido de perforación debe ser tenido en cuenta. Entre más denso sea el fluido, mayor será el efecto de boyancia y menor el peso aparente de la sarta de perforación.

Cuando se está sacando tubería, la resistencia del lodo hace que la carga efectiva sobre el gancho sea mayor que el peso de la sarta en flotación. Cuando se esta metiendo tubería, parte del peso de la sarta será soportado por el lodo, haciendo la carga sobre el gancho menor que el peso de la sarta.
Si se encuentran puntos o secciones apretadas o desviadas, se verá un cambio en el peso sobre el gancho que dependerá si se esta metiendo o sacando la tubería.
Cuando se está sacando tubería, la resistencia adicional debe ser superada para poder levantar la sarta. Esta carga adicional sobre el gancho se llama sobre-tensión (overpull).
Cuando se está metiendo, una parte del peso de la sarta será soportado por el punto apretado (tight spot) y de esta forma, el peso sobre el gancho se reducirá. Esto se conoce como arrastre (drag).

domingo, 20 de diciembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras) - Monitoreando desplazamientos

El desplazamiento del lodo debe ser calculado a partir del volumen de la tubería antes de comenzar el viaje. Se deben preparar formatos de viaje para registrar el desplazamiento real, compararlo con el previamente calculado e ir haciendo los ajustes necesarios a medida que se realiza la maniobra. Cualquier variación en el desplazamiento previsto debe ser informado inmediatamente al perforador.
Un ejemplo de hoja de viaje.

sábado, 19 de diciembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras) - Viajando hacia el fondo del Pozo (III)

Cuando se usa flotador, la tubería de perforación obviamente no se llenará por sí sola, entonces la maniobra debe detenerse para permitir al perforador llenar bombeando lodo dentro de la tubería. Normalmente el perforador continuará bombeando lodo hasta que aparezca flujo en el anular para asegurarse que la tubería está completamente llena. En el punto de romper circulación (breaking circulation) la presión de la bomba (la cual se habrá ido incrementando a medida que se llena la tubería) mostrará un aumento repentino. Debido a que el fluido en reposo pudo haberse gelificado o espesado, se requerirá una presión mayor que la normal para continuar bombeando.
Cuando se realiza la circulación después de un viaje hacia el fondo del pozo, un pico de gas característico, llamado gas de viaje (trip gas), aparecerá cuando se complete el bombeo suficiente para el fondo afuera (bottoms up) (Esto significa el tiempo que toma circular el lodo desde la broca hasta la superficie).

El gas de viaje se origina a partir de diferentes mecanismos:
• Suaveo repetido de los fluidos de formación cuando se estuvo sacando tubería.
• Acumulación de cortes en el fondo del pozo que liberarán gas cuando se circulen hasta superficie.
• Difusión de fluido cuando el lodo queda estático durante el viaje, especialmente del fondo del pozo, donde la torta de lodo no se ha depositado suficientemente aún.
Naturalmente, entre más bajo sea el diferencial de presión (Entre la presión hidrostática y la presión de formación), y más gases tenga contenidos tenga la formación, mayor será el volumen del gas de viaje (trip gas). Frecuentemente viene acompañado de un incremento del flujo que viene del pozo.

viernes, 18 de diciembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras) - Viajando hacia el fondo del Pozo (II)

Otra diferencia importante de cuando se saca tubería es que inicialmente el tubo está vacío. Si la sarta no está llena, está sujeta a un posible colapso pues no hay nada para balancear la presión que ejerza el lodo en el anular.
Normalmente, la tubería se irá llenando naturalmente a medida que va bajando, con lodo entrando por las boquillas de la broca. Si se observa demasiado desplazamiento (mayor que el desplazamiento de tubería abierta) puede deberse a que las boquillas sean muy pequeñas, el lodo muy viscoso y pesado, o a una velocidad de bajada muy alta. Si esto está ocurriendo, es importante avisar al perforador para que verifique en primer lugar que el lodo no está fluyendo y en segundo lugar llene la tubería y quizás reduzca la velocidad del viaje.
Naturalmente, si se obstruyen las boquillas con lodo o con cortes de perforación, el lodo no podrá entrar dentro de la sarta de perforación , y se observará un desplazamiento correspondiente al de la tubería cerrada. Se recalca que el perforador debe ser notificado para que intente bombear para destapar las boquillas antes de continuar bajando la tubería.
También se observará desplazamiento de la tubería cerrada si se ha dejado intencionalmente un flotador (float) dentro de la tubería. Esta es una válvula que permite circulación pero no permite al lodo pasar a través de ella. Estos flotadores se usan comúnmente cuando hay equipo en la sarta como motores de lodo y herramientas de MWD (Measure While Drilling) para evitar que lodo y cortes entren y dañen este costoso equipo.

jueves, 17 de diciembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras) - Viajando hacia el fondo del Pozo (I)

El lodo normalmente es desplazado al tanque de succión cuando la tubería de perforación se va bajando dentro del pozo, y como cuando se está sacando tubería, es igualmente importante asegurarse que el volumen correcto de lodo está siendo desplazado por el movimiento de tubería.
Si se está desplazando mucho lodo, el pozo puede estar fluyendo, si no se está desplazando suficiente lodo, puede ser que el pozo este perdiendo lodo.
A diferencia de cuando se está sacando tubería, el movimiento resultante del lodo y la pérdida por presión friccional lleva a un incremento o surgencia (surge) en la presión hidrostática. La presión de surgencia se calcula de la misma manera de la presión de suaveo.
La presión de surgencia puede conducir a un daño en la formación, y en caso extremo a la fractura de la misma, con pérdida de circulación, pérdida de cabeza hidráulica y finalmente en una patada de pozo.

miércoles, 16 de diciembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras) - Suaveo ( Swabbing ) (II)

En consecuencia es práctica normal sacar muy lentamente las primeras cinco o diez paradas para mantener el efecto de suaveo en el mínimo pasando las formaciones que no han tenido tiempo suficiente para que se les acumule una capa suficiente de torta de lodo.
También es práctica normal mantener un margen de viaje (trip margin). Esto significa mantener un peso de lodo tal que aún con la reducción de presión a causa del suaveo, proporcione una presión hidrostática mayor que la presión de formación. Este valor puede ser determinado para la velocidad máxima de movimiento de tubería, para la cual se calculará la presión de suaveo correspondiente.
Usando el software apropiado, la velocidad máxima (X) evitando crear una dada presión de suaveo puede ser determinada

martes, 15 de diciembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras) - Suaveo ( Swabbing ) (I)

Cuando se levanta verticalmente la tubería de perforación, el lodo alrededor se moverá como resultado de dos procesos. Primero, debido a la viscosidad del lodo, este tenderá a pegarse y levantarse con el lodo. Consecuentemente, el lodo caerá para llenar el espacio vacío cuando se levanta el tubo. Los movimientos resultantes del lodo causan pérdidas friccionales de presión que pueden derivar a condiciones temporales de bajo-balance (underbalance) que pueden permitir al fluido de la formación entrar al pozo.

El suaveo (swabbing) se incrementa con el peso del lodo, alta viscosidad, espacio anular estrecho y velocidades más altas de movimiento.
Las pérdidas de presión ocurren a través del anular con una pérdida acumulada de presión en el fondo del pozo. La reducción es entonces mayor cuando se saca tubería que está en el fondo. Añadiendo a esto el efecto de pistón, el cual es mayor alrededor de los drillcollars debido al espacio anular más reducido.

martes, 8 de septiembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras) - Sacando la tubería fuera del pozo (II)

Una bomba pequeña circula el lodo entre el tanque de viaje y la cabeza del pozo para mantener lleno el hueco a medida que se va sacando tubería. El tanque de viaje es un tanque pequeño para medir exactamente pequeños cambios en el nivel de lodo a mediad que se va llenando el pozo. El volumen de lodo bombeado dentro del hueco ( el mismo volumen que baja en el tanque de viaje ) debe ser igual al volumen de la tubería que se ha sacado. Este monitoreo debe hacerse continuamente a medida que se va sacando tubería, muy comúnmente cada cinco paradas de tubería de perforación y luego individualmente en cada parada de HWDP y de collares o portamechas (debido al mayor volumen desplazando por unidad de longitud).
Debido a su grosor, cuando es más crítico mantener el hueco lleno es cuando se están sacando los Drillcollars, pues son los que tienen mayor volumen de acero por unidad de longitud. Cada parada sacada resulta en un mayor volumen desplazado que en el que desplaza una parada de tubería de perforación.
Por ejemplo, se necesita aproximadamente 0.1 m3 para reemplazar el volumen de una parada de tubería de 5”, mientras que se necesita 0.8 m3 para una parada de drillcollars de 8”.
Es una práctica segura, especialmente cuando se usan drillcollars espiralados, hacer un flowcheck antes de sacar estos drillcollars, para asegurar que el pozo está estático ( no está fluyendo) puesto que la BOP no puede cerrarse alrededor de los drillcollars.

lunes, 7 de septiembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras) - Sacando la tubería fuera del pozo (I)


La principal preocupación cuando se saca tubería es evitar influjos al pozo que puedan resultar en una patada de pozo. Esto podría ocurrir por una reducción de la presión hidrostática que resultaría de no mantener el nivel del lodo en el anular o por causar excesivas presiones de suaveo.
Cuando se saca la tubería del pozo, el nivel de lodo en el anular caerá en una cantidad igual al volumen del acero sacado del pozo. Esta caída obviamente reduce la altura vertical de la columna de lodo, lo cual resulta en una presión hidrostática menor sobre la pared del pozo.
Para evitar que la presión dentro del pozo caiga debajo de la presión de formación, lo cual resultaría en un influjo, es de importancia crítica que se mantenga lleno de lodo el espacio anular ( o sea, se bombee lodo dentro del pozo para reemplazar el volumen de acero a medida que se va sacando tubería).

domingo, 6 de septiembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras) - Velocidad de Viaje.


La sarta de perforación debe ser sacada a la velocidad segura más alta posible. Como la perforación se interrumpe durante la duración de la maniobra, el objetivo es viajar solo cuando sea necesario y tan rápidamente como sea posible con el fin de minimizar costos al tiempo que se asegure un mantenimiento adecuado al pozo y seguridad al personal. Las velocidades excesivas durante las maniobras causan suaveo (swabbing) y presiones de surgencia (surge), las que a su vez pueden causar severos problemas en el hueco y pérdida del control de la presión de fondo.
La máxima velocidad permisible y segura de un viaje puede ser determinada calculando y preparando una tabla de velocidad de viaje, usando datos confiables y omitiendo factores de
seguridad excesivos. La velocidad con que se haga la maniobra deberá ser monitoreada midiendo la velocidad de la junta de en medio en cada parada.

sábado, 5 de septiembre de 2015

Viajando la Tubería. (Maniobras)

Viajar la tubería se refiere a sacar la tubería afuera del pozo (tripping out o pulling out) y luego volverla a bajar al mismo (tripping in o run in).
Los viajes se hacen para cambiar la broca o el ensamblaje de fondo (BHA). También cuando se llega a profundidades donde se va a sentar un revestimiento, donde se va a comenzar un corazonamiento, y cuando se alcanza la profundidad final del pozo.
Los viajes de limpieza (wiper trips) se realizan para limpiar el hueco cuando la sección sin revestimiento se ha hecho muy larga, con el fin de asegurar que no hay puntos apretados, shale derrumbado, etcétera, lo que pueda resultar en problemas de hueco apretado si se deja sin trabajar. Un determinado número de paradas (stands) se sacan y después se las vuelve a bajar al fondo para reanudar la perforación. Algunas veces se saca hasta la zapata de revestimiento inmediatamente anterior y luego se vuelve a bajar a fondo.
Estos viajes de limpieza también se hacen antes de hacer registros eléctricos y antes de bajar un revestimiento.

viernes, 4 de septiembre de 2015

TOMANDO NÚCLEOS (CORAZONANDO) (CORING) - Operaciones de recuperación y manejo del núcleo. (II)

Esta práctica evita la contaminación del núcleo así como la pérdida de gas y otros fluidos de formación. Las cajas estarán pre-marcadas con el número de cajas ( 1 de n), el número del núcleo, profundidades superior e inferior e intervalo corazonado.
Muy comúnmente, en la actualidad, se usan contenedores de fibra de vidrio o de aluminio para contener el núcleo a medida que se corazona. Esto simplifica el proceso de recuperación. El contenedor es removido en superficie y esta inmediatamente listo para ser despachado al laboratorio. El contenedor puede dejarse entero o cortarse en secciones con cada extremo sellado (usando tapas termo-encogibles).

jueves, 3 de septiembre de 2015

TOMANDO NÚCLEOS (CORAZONANDO) (CORING) - Operaciones de recuperación y manejo del núcleo. (I)

Cuando se ha cortado la cantidad necesaria del núcleo, se levanta el corazón, haciendo que se rompa la roca y dejando al núcleo atrapado dentro del barril interior.

En la recuperación de núcleo convencional, cuando el barril es traído a la superficie, se le cuelga sobre la plataforma y con llaves especialmente diseñadas se va tomando el núcleo por secciones.
Una vez que el núcleo ha sido completamente removido del barril, se le mide, si la longitud recuperada es menor que la que ha bajado la sarta durante el corazonamiento, se puede asumir que la parte perdida pertenece al fondo del pozo.
Inmediatamente después de haber sido medido, las secciones del núcleo son limpiadas (no lavadas ) para quitar restos de fluido de perforación, luego rápidamente selladas en película inerte y en parafina y puestas en cajas para ser enviadas al laboratorio.

miércoles, 2 de septiembre de 2015

TOMANDO NÚCLEOS (CORAZONANDO) (CORING) - Barril de corazonamiento (Core Barrel Assembly) (II)

El lodo de perforación es circulado inicialmente a través del barril de corazonamiento. Justo antes de comenzar a corazonar, una bola de metal se deja caer por entre la sarta con el fin de accionar la válvula de flujo unidireccional. La válvula de flujo unidireccional se cierra, desviando el lodo que pasaba por dentro del barril interior al
espacio anular entre los dos barriles para que el lodo no erosione ni expulse el núcleo que esté entrando al barril interior. El lodo se descarga por los conductos de flujo en la broca.


Un conejo (core maker), es un dispositivo de metal, puesto dentro del barril interior antes de comenzar a tomar el núcleo. Cuando se ha sacado todo el núcleo de barril, el conejo sale indicando que el barril ya está vacío.

martes, 1 de septiembre de 2015

TOMANDO NÚCLEOS (CORAZONANDO) (CORING) - Barril de corazonamiento (Core Barrel Assembly) (I)

El barril de corazonamiento es una herramienta tubular que se instala en la parte extrema inferior de la sarta de perforación. El barril de corazonamiento convencional contiene realmente dos barriles: Uno interior, no rotante, de pared delgada, que captura el núcleo a medida a medida que va bajando la broca de corazonamiento. Y el otro, pesado, de pared gruesa, exterior, que protege al barril interior y además toma el lugar del collar inferior.
A diferencia de una broca de perforación normal, una broca de corazonamiento no perfora el centro del hueco. En vez de esto, permite al centro (el núcleo), pasar a través de una abertura circular en el centro de la broca hacia dentro del barril interior.
Las brocas de corazonamiento con cortadores de diamante han demostrado su durabilidad, su confiabilidad para el corte y capacidad de recuperación de núcleo. Hoy en día son usadas para operaciones de corazonamiento, normal y de pared, casi exclusivamente.

lunes, 31 de agosto de 2015

TOMANDO NÚCLEOS (CORAZONANDO)(CORING) - Métodos de corazonamiento. (II)

El corazonamiento de pared, es una técnica por medio de la cual, los núcleos son obtenidos de la pared del pozo en una formación que ya ha sido perforada, pero no revestida. Ofrece la ventaja de que varios corazones pueden ser tomados a varias profundidades precisas usando solo una herramienta.
Una herramienta de corazonamiento contiene varios cañones de muestreo requeridos para tomar las muestras, se baja al pozo con el mismo equipo que se bajan las herramientas de registros eléctricos. Lleva una carga explosiva para cada uno de los treinta contenedores huecos que han de capturar un trozo entero de la formación. Estos contenedores luego de
haber sido disparados y ya con una muestra son halados de nuevo a su sitio en la herramienta.
A continuación se saca la herramienta del pozo con el equipo de registros eléctricos.

Los núcleos de pared van de ¾” a 1¼” (20 a 30 mm) de diámetro y de ¾” a 4” (20 a 100 mm) de longitud. Como las muestras pueden estar contaminadas con filtrado, los núcleos de pared no son tan buenos como en el corazonamiento convencional para determinar porosidad, permeabilidad y saturación de fluido. Otra desventaja es que puede pulverizar formaciones
frágiles, evitando que se recuperen buenas muestras. Las herramientas más modernas evitan este problema perforando individualmente cada corazón, en vez de usar la técnica de disparo.

Este último método también es necesario para recuperar núcleos con litologías muy duras que de otra forma son impenetrables al cañon.

domingo, 30 de agosto de 2015

TOMANDO NÚCLEOS (CORAZONANDO)(CORING) - Métodos de corazonamiento. (I)


El corazonamiento convencional requiere sacar la sarta de perforación del pozo. La broca de corazonamiento y el barril para recoger el núcleo son conectados al fondo de la sarta de perforación y bajados al fondo del pozo. Esta operación es muy parecida a la perforación normal, pero mucho más cuidadosa y lentamente hecha. Cualquier cambio repentino en la rotación de la sarta puede ocasionar que se rompa el núcleo y caiga dentro del hueco o que trabe el barril, impidiendo continuar el corazonamiento. La sarta de perforación con el barril debe sacarse del pozo (tripped out ) con el fin de recuperar el núcleo.
El corazonamiento convencional requiere equipo costoso y valioso tiempo de taladro. Con este método, existe un riesgo mayor de suavear los fluidos de la formación (swabbing) cuando se esté sacando la tubería, y existe el peligro de liberar gas venenoso en la superficie.

En el corazonamiento convencional el diámetro de los núcleos es de 2 a 5” (50-125 mm) y de 30´, 60’ o 90’ (10, 20 o 30 m) de longitud. Por su tamaño son difíciles de manejar.

sábado, 29 de agosto de 2015

TOMANDO NÚCLEOS (CORAZONANDO)(CORING)

El corazonamiento es una operación realizada para cortar y extraer una muestra cilíndrica de la roca íntegra de una formación productiva o de interés para análisis de laboratorio. Por medio del corazonamiento es posible recuperar una muestra intacta de la roca que conserva aún más propiedades y fluidos de la roca original que los cortes obtenidos en la perforación convencional. El corazonamiento puede realizarse para evaluación precisa de la formación o estructural, o más específicamente para obtener un núcleo para evaluación del reservorio.

Aunque el corazonamiento es una operación muy costosa de realizar, proporciona muy valiosa información para determinar porosidad, permeabilidad, litología, contenido de fluidos, ángulo de inclinación, edad geológica y potencial productor de la formación.

viernes, 28 de agosto de 2015

Perforando el Pozo - Circulación


La circulación es el proceso de bombear fluido desde los tanques de lodo, por dentro de la sarta de perforación, luego por el anular y de regreso a los tanques de lodo, y es un proceso continuo mientras se perfora.
La circulación mientras no se está perforando. Puede ser para limpiar el pozo de cortes de perforación, para acondicionar el lodo para asegurar que conserva sus propiedades óptimas y para remover el exceso de gas que pueda contener el lodo.
Las operaciones de circulación más comunes se realizan con los siguientes propósitos:
• Sacar completamente del pozo los cortes provenientes de un drilling-brake los cuales pueden indicar que se ha perforado una zona altamente presurizada.
• Sacar cortes que correspondan a cambios en la perforación (ROP, torque), los cuales pueden indicar que se ha perforado una zona de interés, o que se ha llegado a un punto de corazonamiento (coring point).
• Antes de bajar revestimiento y de cementar para acondicionar el lodo, asegurándose que el hueco está limpio (así el revestimiento no se va a pegar) y para remover la torta
de lodo sobre la pared (Para asegurar un buen contacto entre el cemento y la pared del hueco).
• Antes de correr registros eléctricos, para asegurar que el hueco esté limpio y la herramientas de registro no se van a pegar.

jueves, 27 de agosto de 2015

Perforando el Pozo - Rimado(Reaming) (II)

El rimado puede hacerse para evitar que un hueco de bajo diámetro desgaste lateralmente una broca nueva. Un reamer es la herramienta que se usa para suavizar las paredes del pozo, para llevar el diámetro de un pozo a su diámetro nominal, ayuda a estabilizar la broca, a enderezar el pozo si se encuentran patas de perro u otras irregularidades, y para perforar
direccionalmente. La mayoría de los reamers que se usan hoy en día, usan cortadores rotantes alineados con el eje del cuerpo del reamer, lo cual proporciona una acción rodante cuando el reamer va rotando.
El riesgo de desviación puede ser minimizado seleccionando el peso y la rotación adecuados en la broca. Mientras que el peso en la broca es normalmente un compromiso entre la rata de penetración, desgaste en la broca y control de desviación; la velocidad de rotación es controlada por el tamaño de la broca y las formaciones que van a ser perforadas.

miércoles, 26 de agosto de 2015

Perforando el Pozo - Rimado(Reaming) (I)


El rimado se efectúa para abrir un hueco cuyo diámetro es menor al de la broca.
Esta operación puede ser requerida como resultado de haberse perforado con diámetro desgastado por formaciones abrasivas, o por excesivo desgaste en las brocas de perforación,
también se realiza esta operación, para abrir huecos pilotos en superficie, para rectificar el hueco después de por ejemplo una operación de corazonamiento con una broca de diámetro menor al que llevaba el hueco, para quitar patas de perro (doglegs)(una desviación severa en el pozo), ojos de llave (keyseats, un surco sobre una pared del pozo que resulta de que el tubo rote sobre la pared en una pata de perro) y cambios bruscos de diámetro (ledges) ( causados por la penetración alternativa de capas blandas y duras, habiéndose desgastado más en las formaciones blandas.

martes, 25 de agosto de 2015

Perforando el Pozo - Cambios en la rata de penetración y chequeos de flujo (Drill Breaks and Flow Checks) (II)

La velocidad de penetración o rata de penetración (Rate Of Penetration)(ROP) afecta directamente los costos de perforación, y es uno de los factores más importantes para determinar la eficiencia y los costos totales de una operación de perforación. Pero no se puede perforar un pozo a gran velocidad simplemente para minimizar costos.
Para optimizar las operaciones de perforación, un pozo debe ser perforado tan rápido como sea prudentemente posible, con las debidas precauciones para mantener la estabilidad del hueco, permitiendo suficiente tiempo para la limpieza del hueco asegurando una continua seguridad al pozo y al personal. Adherirse a los procedimientos de perforación es esencial para optimizar las operaciones de perforación. Estos procedimientos están documentados por conocimiento y experiencia bajo diversas condiciones. Han sido determinados para operaciones de perforación rutinarias seguras, y proporcionan medidas correctivas para problemas que se encuentran durante la perforación. Debido a que las condiciones de
perforación varían de un campo a otro, los procedimientos de perforación deben ser suplementados con registros de pozos cercanos que hayan sido perforados exitosamente.

lunes, 24 de agosto de 2015

Perforando el Pozo - Cambios en la rata de penetración y chequeos de flujo (Drill Breaks and Flow Checks) (I)


Un Drilling break es un cambio abrupto en la rata de penetración, lo cual puede deberse a un cambio de formación, pero también a que la broca ha penetrado una zona de alta presión,
luego puede ser un advertencia de la posibilidad de una patada de pozo (kick).
Un chequeo de flujo (flow check) es un método de determinar si ha ocurrido una patada de pozo. Se detienen las bombas durante un período corto para ver si el lodo continúa saliendo del pozo. Si es así, puede ser una patada de pozo, y los fluidos de la formación están entrando dentro del pozo y desplazando el lodo del anular, y saliendo en la superficie. El flow check se realiza inspeccionando visualmente el anular a través de la mesa rotaria, o dirigiendo el lodo hacia el tanque de viaje y observando el nivel del mismo.

domingo, 23 de agosto de 2015

Perforando el Pozo - Cuenta de tubería (Pipe Tally)


Para asegurarse que la profundidad está siendo monitoreada adecuadamente, es importante llevar un registro de las longitudes de todos y cada uno de los tubos antes de que bajen dentro del pozo, y regularmente se verifica su longitud cuando hay la kelly ha bajado completamente (Kelly Down).
Si se está usando una Kelly la profundidad perforada será igual a las longitudes sumadas :
BHA + Longitud de tubería + Longitud Kelly.
Si se está usando un Top Drive la profundidad perforada será igual a las longitudes sumadas :
BHA + Longitud de tubería
Cada longitud de tubería será medida, a una precisión de dos decimales, antes de que sea añadida a la sarta y bajada al pozo. Estas longitudes serán llevadas por el perforador, en un libro especial (Tally book) manteniendo un total del acumulado. El mudlogger debe llevar un registro independiente con valores acumulados con el fin de poderse verificar mutuamente para evitar errores.
Con el fin de comparar las profundidades en una oportunidad posterior a la perforación, es una práctica importante para el mudlogger ir registrando las profundidades de cada conexión en las cartas de tiempo real.

sábado, 22 de agosto de 2015

Perforando el Pozo

La operación de perforación implica bajar la sarta de perforación dentro del pozo y aplicar suficiente peso a la broca para romper y penetrar la formación. Durante la perforación, la sarta de perforación es forzada a girar por la mesa rotaria o por el Top Drive mientras se circula fluido de perforación por entre la tubería, y la broca y de regreso a la superficie arrastrando los cortes de perforación.
A medida que va progresando la perforación, a la sarta de perforación se le van agregando continuamente juntas o tubos, o paradas completas (de 3 tubos) en el caso de que se esté
usando Top Drive, haciendo conexiones, durante las cuales la circulación se interrumpe temporalmente. La sarta se cuelga en las cuñas sobre la rotaria, dejando sobre ella la caja de conexión superior del último tubo agregado.
Se procede a desenroscar la kelly o el Top Drive con las llaves, se conecta la nueva junta a la Kelly o al Top Drive y luego a la sarta de perforación usando el pipe-spinner y las llaves. Una vez que estas conexiones se han realizado, la sarta de perforación se baja nuevamente al fondo del pozo y se reanuda la perforación.
Cuando se desgasta la broca, esta debe reemplazarse sacando completamente del pozo la sarta de perforación.

viernes, 21 de agosto de 2015

EL POZO - Profundidad Total (II)

Dependiendo de los requerimientos del operador y si hay indicaciones de que se está perforando la zona de interés, por ejemplo se está perforando rápido debido a una alta porosidad, muestras de gas y / o aceite en el lodo, el intervalo puede o no ser corazonado (cored). Si se corta y conserva un corazón o núcleo (core) del reservorio, se podrá hacer un análisis de laboratorio más preciso con la mira de poder evaluar la productividad y el potencial económico del reservorio. Para cortar el corazón se requiere de la utilización de una broca especializada que corte alrededor de la roca en un diámetro de 10 cms dejando el núcleo de roca intacto. A medida que la broca va cortando y se profundiza el pozo, el núcleo se irá moviendo hasta dentro de un tubo especial y un barril (core barrel) qué llevará el núcleo . Al final de la operación de corazonamiento, el núcleo permanecerá en el barril y deberá ser cortado del fondo para poderlo sacar físicamente del pozo sacando la tubería. Es muy importante en esta operación asegurarse que se ha retenido del núcleo y no se ha caído fuera del barril.
Al llegar a TD, el pozo será registrado nuevamente. Una serie muy completa de herramientas de registro se bajarán dentro del pozo si la zona de interés muestra un buen potencial de producción de hidrocarburos. Si no se ha cortado un núcleo o corazón se podrán tomar pequeños núcleos en la pared con una herramienta especializada a las profundidades
específicas determinadas de interés.
Si la zona muestra potencial productor, se puede realizar una prueba de producción llamada Drill Stem Test ( Prueba con tubería abierta) (DST), la cual se realiza bajando y cementando una tubería de producción hasta el fondo del pozo. Esta tubería de producción se perfora en intervalos precisos que corresponden a la zona de interés. Dicha tubería de producción se llena de salmuera o de un producto de densidad especializada, que permita a los fluidos de formación, fluir dentro del pozo. El equipo de prueba, conocido como árbol de navidad (Christmas tree) se instala en superficie para medir y determinar la presión y las ratas de flujo del reservorio.
Una vez que el trabajo ha sido completado, el pozo puede ser taponado con cemento para aislar algún hueco abierto si lo hay, o las zonas de producción de la superficie. Si no hay reservas potenciales, el pozo será abandonado, si hay potencial el pozo será suspendido para efectuar posteriores análisis y pruebas.

jueves, 20 de agosto de 2015

EL POZO - Profundidad Total (I)


Cuando se alcanza la profundidad final en un pozo(total Depth) (TD), el revestimiento que se requiera se bajará dentro del pozo con tubería de perforación y colgada con un colgador (hanger) desde adentro del revestimiento anterior. En este caso se le llamará liner, pero los procedimientos de cementación y prueba serán exactamente los mismos que para cualquier revestimiento. Obviamente a medida que el pozo se hace más profundo, las necesidades de un casing mucho más largo son mucho mas costosas si se corriera revestimiento desde el fondo hasta la superficie que si sólo se cubre la sección de hueco abierto.

La situaciones pueden variar, pero el pozo puede ser perforado a través de una zona prevista como productora hasta su TD, o bien puede ser perforada hasta justamente encima de la zona de producción y hasta allí bajarle un revestimiento. Esta situación permite que todos los problemas encontrados previamente queden aislados de la zona de producción, así se podrá cambiar o modificar el lodo para la zona de interés en términos de la protección de la producción, de la formación y de las presiones esperadas.

miércoles, 19 de agosto de 2015

EL POZO - Hueco Intermedio (II)

El número exacto de secciones de hueco que se haga para cada pozo dependerá de varios factores:
• La profundidad, presión de fractura y margen de patada de pozo (kick tolerance)
• Los problemas de hueco o formación que puedan encontrarse, como zonas de perdida de circulación, formaciones inestables, presiones anormales de formación, zonas de pega de tubería.
• Cambio del tipo de lodo a un sistema que pueda dañar determinadas formaciones.
Todas estas situaciones pueden resultar en la instalación de un revestimiento para sellar determinado intervalo. Cada revestimiento se bajará desde la superficie hasta el fondo del pozo, cubriendo por lo menos el intervalo de hueco abierto. El nuevo revestimiento se puede cementar completamente hasta la superficie, pero es usual cementarlo sólo hasta que quede cementado con la sección anterior, la cual está directa o indirectamente cementada hasta superficie.

martes, 18 de agosto de 2015

EL POZO - Hueco Intermedio (I)


Antes de que esta sección de hueco pueda comenzarse, los tapones de caucho y cemento sobrante de las operaciones anteriores deben sacarse del pozo antes de encontrarse con una nueva litología. Después de perforar una pequeña sección de este nuevo hueco ( entre 5 y 10 metros), se efectuará una prueba de la formación. Esta puede ser un Leak-Off Test (prueba de fuga o escape)(LOT) o bien un Formation Integrity Test (prueba de integridad de la formación)(FIT), las cuales nos permitirán saber cual es la presión máxima se puede ejercer sobre la formación sin fracturarla, situación esta que debe ser evitada a toda costa.
Exactamente igual que en la sección anterior, los procedimientos que se efectúan serán:: perforación, viajes, registros, revestimiento y cementación.

lunes, 17 de agosto de 2015

EL POZO - Hueco de superficie (II)

Una vez que esta sección de hueco se ha perforado y antes que la sarta de revestimiento o casing se haya puesto en su lugar, el operador normalmente requerirá que el pozo sea registrado con herramientas de registro eléctrico con el fin de conseguir información sobre el pozo y la litología. Estas herramientas para registrar el pozo son bajadas con un cable delgado ( wireline ) y por eso se les llama wireline tools. Estas herramientas son muy costosas pero además el cable que las lleva sólo puede soportar una tensión muy limitada. Entonces en general, antes de registrar, se realiza un viaje de limpieza (wiper trip). Esta operación se hace para asegurar que el hueco está limpio y no este tapado en alguna parte. Esto implica sacar completamente del hueco abierto la sarta de perforación y la broca quede dentro del conductor o revestimiento anterior, entonces vuelve y se baja la broca al fondo para determinar la condición del pozo. Los problemas menores pueden ser corregidos simplemente trabajando la tubería hacia arriba y hacia abajo circulando al mismo tiempo. Cualquier punto apretado (tight spot) debe ser trabajado y corregido. Si el pozo está muy apretado o bajo-calibre (under gauge), Podrá restringir el movimiento de la sarta, e inclusive hasta impedir que la broca pase por determinado punto. En esta situación, la sección apretada tendrá que ser re-perforada o rimada con circulación y rotación totales. Cuando la broca llegue al fondo, se realizará una circulación de fondos-afuera (bottoms up). Esto asegura que los cortes que hayan caído o zafado durante la limpieza del pozo se lleven fuera del hueco. Esto permitirá a la herramienta de registros llegue hasta el fondo del pozo.
Cuando se ha registrado toda la sección, se puede bajar y cementar el revestimiento o casing.
El propósito principal del revestimiento de superficie es de proporcionar un anclaje firme y suficiente para la BOP, proteger a las formaciones superficiales de erosión, de aislar las capas acuíferas de contaminación, para evitar el colapso de formaciones inconsolidadas, y sellar las formaciones que estén sub-presionadas o sobre-presionadas. Antes de continuar perforando la siguiente sección del pozo, se comprobará la BOP y el revestimiento para asegurarse de la completa integridad y que el equipo de las preventoras es completamente funcional.

domingo, 16 de agosto de 2015

EL POZO - Hueco de superficie (I)


Esta sección del hueco se perforará a una profundidad predeterminada y sellando otra vez, bajando y cementando un revestimiento o casing al fondo del pozo. La base del revestimiento, o Zapata, generalmente es el sitio más frágil de la siguiente sección de hueco abierto simplemente porque es la parte menos profunda y sujeta al menos a compactación y sobrecarga(overburden). La profundidad y la litología a la cual se perfora el hueco de superficie y se sienta el revestimiento o casing, es por lo tanto muy crítica (esto se aplica a todos los casing points). La litología debe ser consolidada, homogénea y con baja permeabilidad. La capacidad de esta litología para proporcionar suficiente resistencia a la fractura para poder perforar al siguiente sección de hueco con el suficiente margen de seguridad sobre las presiones de formación que se esperen. (Consulte sobre pruebas de Leak off(Leak Off Tests), Presión de fractura, y Margen de kick (Kick tolerance)).
El hueco de superficie será de un diámetro grande y se perforará rápidamente pues los sedimentos de superficie no son tan compactos ni consolidados. Un gran volumen de cortes se producirá continuamente. Para asegurar que estos cortes sean removidos del espacio anular para evitar que tapen o bloqueen el movimiento y rotación de la sarta, se hacen circular píldoras viscosas regularmente. Estas son sencillamente un volumen dado de lodo viscoso que se circula por todo el pozo. La viscosidad del lodo le permite levantar y arrastrar todos los cortes fuera del pozo.
El hueco de superficie normalmente se alcanza a hacer con una sola broca. Si de alguna forma esta broca se desgasta antes de llegar a la profundidad prevista, tendrá que sacarse toda la sarta de perforación para cambiar la broca. (trip out) Esto se hace separando la tubería en secciones de 2(stand doble) o 3 (stand triple)tubos dependiendo de la altura del taladro.

sábado, 15 de agosto de 2015

EL POZO - El punto de inicio (II)

Los taladros flotantes perforarán esta primera sección de hueco sin conductor, permitiendo al agua de mar funcionar como fluido de perforación para que los cortes queden en el lecho del mar.
Antes de continuar con la perforación, el hueco debe sellarse para tener un sistema de circulación cerrado. Esto permitirá que el fluido de perforación pueda ser reciclado continuamente y los cortes recolectados y examinados continuamente. Un tubo de diámetro amplio, equivalente al conductor, pero ahora llamado revestimiento o casing se bajará hasta el fondo del hueco perforado. Una mezcla de cemento se bombea para que llene el espacio entre la formación y la pared exterior de este revestimiento o casing. Una vez que el cemento esté fijo, el pozo está sellado de forma que cuando se reanude la perforación, el fluido de perforación así como cualquier otro fluido que provenga del pozo pueda ir a la superficie por dentro del revestimiento o casing. También, una vez fijo el cemento se evitará el colapso sobre el pozo de los sedimentos de superficie, que generalmente son frágiles e inconsolidados, proporcionando un cimiento y un anclaje firmes en los cuales ubicar la BOP.

En general, la BOP se instalará cuando el revestimiento o casing haya sido sentado, aunque en algunos casos, los operadores esperan hasta que el hueco de superficie haya sido perforado y este otro nuevo revestimiento sea también sentado. En el caso de taladros de patas plegables y de taladros en tierra, La BOP es instalada directamente debajo de la mesa del taladro. Una línea de flujo (flowline) se conecta para el retorno del lodo y los cortes al sistema de circulación en superficie. En el caso de taladros marinos flotantes, la BOP se instala en el lecho marino, donde acaba la tubería del revestimiento. Un riser, que incluye una junta deslizante o telescópica , la cual permite movimiento vertical del taladro debido a las mareas y la olas, conectará las BOPs con el taladro completando el sistema cerrado. Un diverter siempre se instala como parte del equipo de circulación en superficie, en forma que si el pozo no puede ser controlado por la BOP, y los retornos están llegando a superficie, el gas pueda ser conducido en forma segura lejos del taladro.

viernes, 14 de agosto de 2015

EL POZO - El punto de inicio (I)

Una vez se ha ubicado el taladro, se en tierra o en el mar, la operación de perforación está lista para comenzar.
Típicamente, un conductor amplio, hasta de 36” de diámetro, puede ser forzado desde la superficie con repetidos golpes de martillo. Los sedimentos que quedan contenidos pueden ser ahí perforados y los retornos y cortes circulados a través de un diverter. Bajando la tubería, más que perforando, se evitará que los sedimentos en superficie sean arrancados, lo que haría frágil la formación donde se apoya el taladro. Así se proporciona un anclaje firme a la preventoras. En taladros de patas plegables, esto provee una unión inmediata entre le taladro y la BOP.
En forma alternativa, el pozo puede ser perforado antes de bajar el conductor. Cuando la formación en superficie es perforada con una broca primero, se dice que el pozo ha sido arrancado (spudded). El hueco de superficie puede hacerse de una vez con una broca de gran diámetro, o puede hacerse primero con una broca de diámetro menor y luego ensancharlo con
un ensanchador (hole opener) de diámetro mayor.

jueves, 13 de agosto de 2015

BALANCE DE UN POZO - Bajo-balance comparado con sobrebalance (II)

El Bajo-balance(underbalance) ocurre cuando la presión hidrostática es menor que la presión de formación. Esto permite que haya influjo, o flujo, de fluidos de la formación dentro del pozo, lo que puede conducir a una patada. Este influjo puede ser mayor o más rápido, donde haya buena permeabilidad y / o alta presión de formación.
Cuando las formaciones son impermeables, el fluido de formación no pude fluir libremente. En esta situación, la presión diferencial resultará en la fractura y el derrumbe de la formación. Esto no sólo aumentará la cantidad de fluido de formación que entre al pozo, sino que llenará el anular del pozo con derrumbes, taponando el pozo y llevando a una posible pega de tubería y a un difícil análisis de los cortes, pues llegarían al tiempo muestras de arriba en el pozo por derrumbes y de perforación.
La perforación bajo balance puede incrementar dramáticamente las ratas de penetración. De hecho, contando con el equipo de superficie apropiado, la perforación bajo-balance tiene varios beneficios, como daño muy pequeño a la formación y al reservorio, sin pérdidas de circulación ni pegas diferenciales de tubería, sin arrancar los contenidos de la formación y de hecho hay una continua prueba de formación.

miércoles, 12 de agosto de 2015

BALANCE DE UN POZO - Bajo-balance comparado con sobrebalance (I)

Si la presión hidrostática es igual a la presión de formación se dice que el pozo está balanceado. Existe sobre balance cuando la presión hidrostática causada por el lodo es\ mayor que la presión de formación. En formaciones permeables un sobre–balance puede resultar en invasión de la formación ( el fluido de perforación entra en la formación, desplazando los fluidos de formación) En formaciones muy permeables o cuando el sobre-balance es excesivo, la invasión de la formación puede realizarse delante de la broca antes que la formación sea perforada, lo cual puede resultar en que se pierdan posibles muestras de gas de una formación potencialmente productiva.
Una consideración importante, especialmente en secciones de hueco abierto muy largas, es si el balance hidrostático que da el lodo proporciona suficiente sobre-balance contra las presiones de formación en el fondo del pozo, sin afectar formaciones más frágiles de la parte superior. Esto puede resultar en daño a la formación, y en el peor caso, puede llegar a fracturar la formación. Una vez que la fractura ha ocurrido, el lodo puede fluir libremente entre la formación. Esta pérdida de circulación puede conducir a la pérdida de cabeza hidrostática en el anular del pozo. Esto no es sólo muy costoso, sin que además puede resultar en una situación de pérdida de balance en el fondo del pozo, donde una patada sería un verdadero peligro. Tal situación de perdida en superficie y patada en el fondo, fácilmente puede conducir a un reventón bajo tierra.

martes, 11 de agosto de 2015

BALANCE DE UN POZO

La presión hidrostática de un pozo es la presión ejercida por la columna de lodo sobre las paredes del mismo lo cual ayuda a evitar que formaciones inconsolidadas o sobre presionadas caigan dentro del pozo. Esta presión también ayuda a evitar patadas de pozo (kicks) ( el flujo controlable de fluidos de formación dentro del pozo desplazando lodo en la superficie) y reventones (blowouts)(el flujo incontrolado de fluidos de formación dentro del pozo)

lunes, 10 de agosto de 2015

Salinidad del Lodo

tratar el lodo, indica que se ha penetrado una formación salina. El contenido salino del lodo puede incrementarse para estabilizar la formación salina y reducir el lavado de las paredes del pozo como resultado de que la formación se esté disolviendo en el lodo. Los lodos en agua salada deben estar preferiblemente saturados, con el mismo tipo de sal de la formación.
Las fluctuaciones menores pueden indicar cambios de presión de formación.
Nota: para detalles en tipos de modelos de flujo, como de Bingham y de Newton , con teoría de hidráulica de fluidos y fórmulas, consulte el manual de Datalog “DRILLING FLUID HYDRAULICS”.

domingo, 9 de agosto de 2015

Nivel de pH del lodo

El nivel de pH del lodo debe ser constantemente vigilado con el fin de mantener suficiente alcalinidad y reducir la corrosión en la tubería. Para incrementar o mantener el pH, frecuentemente se usa adicionar soda cáustica. Un beneficio adicional de vigilar el pH del lodo es la detección de sulfuro de hidrógeno(H2S), o al menos que hubo presencia.

Con el fin de capturar el H2S en el caso que se introduzca en el pozo, se añaden al lodo limpiadores como carbonato de cobre, compuestos de zinc y derivados de hierro. Esto tiene como consecuencia la formación de sulfuros y sulfatos y la liberación de iones de hidrógeno.
Los iones de hidrógeno suben la acidez del lodo lo cual implica una caída en el pH. Entonces al monitorear el pH del lodo se puede saber que ha entrado H2S al pozo pero que los
limpiadores lo han eliminado exitosamente antes que el lodo llegue a superficie.

sábado, 8 de agosto de 2015

Torta de Lodo

La torta de lodo es una capa de sólidos del lodo depositada en las paredes del hueco a medida que el filtrado ha entrado en formaciones permeables en un pozo sobre balanceado. Al revestir las secciones permeables de la pared del hueco, la torta de lodo ayuda a consolidar la formación, evitando mayor invasión de fluido y minimizado la pérdida de fluido.
En formaciones extremadamente permeables, los sólidos del lodo pueden no ser suficientes para revestir la pared del pozo. En estos casos excepcionales, los sólidos del lodo pueden entrar a la formación y bloquear los conductos interporales, por lo tanto dañando la permeabilidad de la formación.
Es preferible una torta delgada y dura a una gruesa y blanda. Una torta excesivamente gruesa reduce el diámetro efectivo del pozo e incrementa la posibilidad de una pega de tubería, o de suaveo (Swabbing) del pozo cuando se mueve tubería. En general, entre más alta sea la pérdida de fluido, más gruesa será la torta resultante.

sábado, 11 de julio de 2015

Filtrado y pérdida de fluido

La pérdida de fluido se mide para determinar el volumen de filtrado (la fracción líquida del lodo de perforación que invade la formación cercana a la pared del pozo). Una excesiva pérdida de fluido puede deshidratar al lodo, en tal caso, el lodo debe ser tratado para restaurar su debido balance. Dependiendo de la composición química del filtrado y de las formaciones, una pérdida alta de fluido puede ocasionar problemas de hueco (pega de tubería o derrumbes) y dañar una formación productora bloqueando los poros y sus conductos de interconexión. Para reducir la pérdida de fluido se pueden usar disolventes químicos y otros productos como bentonita.

viernes, 10 de julio de 2015

Viscosidad Alta contra Viscosidad Baja y valores de geles

Cuando los valores de viscosidad y geles son altos, sucede que:
• Se necesita mayor presión para romper circulación.
• Hay mayores presiones de suaveo (Swab) y de surgencia (Surge).
• Hay mayores pérdidas de presión en el anular.
• Hay mejor transporte de gases y cortes de perforación.

Cuando los valores de viscosidad y geles son bajos, sucede que:
• Hay muy mala limpieza de pozo y mala remoción de los cortes de perforación.
• Mala suspensión de cortes y sólidos cuando se detiene la circulación.

jueves, 9 de julio de 2015

Geles

La medida de los geles implica las fuerzas de atracción de las partículas suspendidas cuando el fluido está estático. Entonces así se determina la facilidad del fluido para desarrollar la estructura de un gel en el momento en que cesa de moverse. Su propósito es soportar los cortes y los sólidos en suspensión en el lodo cuando pare la circulación, de forma que no se hundan nuevamente en el pozo y se depositen alrededor del BHA y de la broca, o se produzca una distribución desigual del lodo, lo cual resultaría en una mala
hidráulica y en una presión errática.
Pero el valor del Gel debe ser lo suficientemente bajo para permitir que el gas disuelto y los cortes de perforación puedan ser separados en la superficie, para minimizar el efecto de suaveo (swabbing) cuando se sube la tubería (evitando una condición bajo balance) y pueda reanudarse la circulación sin una presión alta de bombas (la cual podría fracturar una
formación frágil). El valor de los geles puede reducirse reduciendo el contenido de sólidos o añadiendo un defloculante adecuado.

miércoles, 8 de julio de 2015

Viscosidad del Lodo

La viscosidad del lodo mide la resistencia al flujo del lodo de perforación ( dicho de otra manera, la resistencia interna debida a la atracción de las moléculas de líquido); entre mayor sea la resistencia, mayor será la viscosidad. La viscosidad entonces es la resistencia del fluido al movimiento, y debe ser suficientemente alta para que el lodo pueda mantener limpio el pozo y arrastre los cortes hasta la superficie.
Es importante hacer notar de todas maneras, que las viscosidades más bajas permiten mayor velocidad de penetración. Igualmente, lodos de perforación de baja viscosidad implican
menores densidades equivalentes de circulación(es decir, el incremento en la presión de fondo debido a las pérdidas por fricción que ocurren cuando circula el lodo).
Una medida simple de viscosidad es la viscosidad de embudo (funnel viscosity), la hace el encuellador usando un embudo de Marsh. La medida es sencillamente el tiempo (en segundos)
requerido para que el fluido (¼ de galón) fluya a través de un orificio calibrado. Los viscosímetros rotacionales, como los que se muestran abajo, se usan para determinar más
exactamente la reología, midiendo los esfuerzos de corte que resultan de aplicar varias ratas de corte.

martes, 7 de julio de 2015

Densidad del lodo (II)

La barita es el sólido más comúnmente usado para incrementar la densidad del lodo. Para un optima disolución o reducción de densidad, los lodos densificados se tratan químicamente. Cuando los productos químicos no funcionan, se puede ser añadir agua para reducir el peso del lodo y para recuperar el agua que se haya perdido. Las centrífugas pueden ser utilizadas para remover del lodo las partículas sólidas que estén en exceso.
La densidad del lodo se mide en una balanza, como se muestra en la ilustración de la derecha, donde se pesa un volumen exacto de lodo, sin sólidos ni burbujas.

lunes, 6 de julio de 2015

Densidad del lodo En Unidades Inglesas.

Presión Hidrostátic a [ p si] = Prof. Pozo [ft] x Dens Lod o [lb / Gal] x 0.05 2

domingo, 5 de julio de 2015

Densidad del lodo En Unidades SI

Presión Hidrostática [Kpa] = Prof pozo [m] x Dens Lodo o [kg /m³ ] x 0.00981

sábado, 4 de julio de 2015

Densidad del lodo

La densidad del lodo es el factor, considerado independientemente, más importante para controlar las presiones de formación a lo largo de toda la profundidad del pozo.
Para un pozo balanceado, la presión de formación no debe exceder la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo.

viernes, 3 de julio de 2015

Lodos en Base Aceite

Los lodos en base aceite consisten en una fase continua de aceite en la cual están suspendidos arcilla y otros sólidos. En los lodos de emulsión inversa el agua está suspendida en una fase continua de aceite.
Los lodos base aceite son usados en operaciones especiales de perforación, como perforando en temperaturas extremadamente altas, en formaciones muy sensibles al agua donde no se
pueden usar lodos en base agua, y en la penetración de zonas productivas que podrían ser dañadas por lodos base agua.
Ventajas:
• Minimiza el daño a la formación
• Evita la hidratación de las arcillas.
• Provee mejor lubricación( Reduce el torque, el arrastre y la pega de tubería)
• Minimiza la corrosión de la tubería
• Estabilidad en altas temperaturas.
Desventajas:
• Susceptible a contaminación con agua, aireamiento y espumamiento.
• Inflamable.
• Significativamente más caro que los lodos en base agua.
• Ensuciador y peligroso.
• No amistoso ambientalmente (En caso de derrame y cuando se descarta)
En años recientes, los aceites minerales han ido reaplazando al petróleo como la base para estos lodos. Aunque proveen muchas de las mismas propiedades y ventajas para la perforación, son amistosos con el medio ambiente y con el personal del taladro que tiene que manejarlo.

jueves, 2 de julio de 2015

Lodos en Emulsión de Aceite

Estos lodos son lodos en base agua que contienen aceite emulsificado disperso o suspendido en una fase continua de agua. Los lodos en emulsión son menos costosos que los lodos en
base aceite, y poseen muchos de los beneficios de estos.

miércoles, 1 de julio de 2015

Lodos en Base agua. (II)

Algunos lodos en base agua pueden ser clasificados como lodos inhibidos. Se le añaden productos químicos para evitar que shales sensibles se hinchen en reacción al filtrado, lo cual a la vez perjudica la permeabilidad de una zona productiva con excesivos depósitos de arcilla.
También se usan para arcillas que se derrumben, en hueco estrecho y en situación de pega de tubería. La sal es un inhibidor de lodo que puede ser usado efectivamente para reducir la reactividad de los shales. Estos lodos son particularmente efectivos en evitar problemas de perforación asociados a shales hinchables.
Lodo nativo es una combinación de sólidos perforados en agua. A medida que continua la perforación, el lodo es tratado químicamente para que adquiera propiedades especiales.
Ventajas:
• Mayor facilidad de perforación cuando se usa agua dulce ( La perforabilidad se incrementa con la perdida de agua y con la disminución de densidad y viscosidad)
• Menos caro que los lodos base aceite.

Desventajas:
• Daño potencial a la formación.

martes, 30 de junio de 2015

Lodos en Base agua. (I)

Los lodos en base agua consisten en una fase continua de agua en la cual están suspendidos arcilla y otros sólidos (reactivos e inertes). Lo más usual es agua dulce, se consigue
normalmente, es barata y fácil de controlar aunque esté con sólidos, y es el mejor líquido para evaluar formaciones. El agua salada se usa en perforación marina dada su fácil accesibilidad.

También se usa agua salina saturada para perforar secciones de domos salinos con el fin de estabilizar la formación y reducir la erosión de las paredes del hueco. Los sólidos reactivos son arcillas comerciales que incorporan arcillas hidratables y shales de las formaciones perforadas, las cuales están suspendidas en la fase agua. Estos sólidos
pueden ser enriquecidos añadiéndoles arcillas, mejorados a través de tratamientos químicos o dañados por contaminación.
Los Sólidos inertes son sólidos químicamente inactivos, los cuales están suspendidos en la fase agua. Estos sólidos incluyen sólidos inertes provenientes de la perforación (como caliza, dolomita y arena) y sólidos para controlar la densidad del lodo como barita y galena.

lunes, 29 de junio de 2015

Espuma o fluidos aireados.

Los fluidos en espuma se hacen inyectando agua y agentes espumantes en el aire o en un a corriente de gas para crear una espuma viscosa y estable. También puede hacerse inyectando
aire en un lodo con base en gel que contenga un agente espumante. La capacidad de transporte de las espumas viscosas depende más de la viscosidad que de la velocidad anular.
Los fluidos aireados se hacen inyectando aire o gas en un lodo con base gel. Se usan para reducir la presión hidrostática ( y así evitando la pérdida de circulación en presiones con baja presión) y para incrementar la rata de penetración.

domingo, 28 de junio de 2015

Aire gas

Tiene ventajas económicas usar aire comprimido, gas natural, gas inerte o mezclas de aire y agua en áreas de rocas duras cuando hay pocas posibilidades de encontrar grandes
cantidades de agua.

Ventajas:
• Rata de perforación más alta que con cualquier otro fluido de perforación.
• Más pies por broca.
• Hueco de diámetro más exacto y menos desviado.
• Continuas pruebas de formación (excluyendo formaciones a alta presión)
• Corazonamientos sin contaminación.
• Mejores trabajos de cementación.
• Mejores trabajos de completamiento.
• Sin peligro de pérdidas de circulación.
• Sin afectar los shales.
Desventajas:

  • No hay propiedades estructurales que transporten los cortes de perforación.
  • La mezcla puede ser explosiva con otros gases.(Posibilidad de explosiones en fondo e incendio)
  • Corrosión de la tubería.
  • Cortes muy finamente pulverizados y separados irregularmente del fluido.
  • Sin control de la presión.
  • Sin Torta de lodo.
  • Influjo de Fluidos de formación(Creando anillos de lodo y ocasionando pegas)
  • No hay efecto de boyancia (incrementando el peso en el gancho)
  •  No hay enfriamiento ni lubricación.

sábado, 27 de junio de 2015

FLUIDOS DE PERFORACIÓN MÁS COMUNES

Los fluidos de perforación más comunes, son medios de circulación que llevan los cortes perforados fuera de debajo de la broca, hasta el espacio anular y de allí a al superficie. Los diversos fluidos que son usados en la perforación rotaria son:
• Aire-gas
• Espuma /fluidos aireados
• Lodos en base agua
• Lodos en emulsión de aceite
• Lodos en base aceite.
Un sistema típico de circulación de un taladro por perforación rotaria está descrito e ilustrado en la sección 2.2

viernes, 26 de junio de 2015

Protección y Evaluación de las formaciones.

Para lograr la máxima protección a las formaciones es necesario lograr los valores óptimos de todas las propiedades del fluido de perforación. Aunque algunas veces es necesario sacrificar los valores de algunas propiedades con el fin de poder analizar más profundamente las formaciones perforadas.
Los fluidos en base aceite pueden ser efectivos en mantener el agua fuera de una formación productora. Sin embargo en formaciones con gas, puede ser más dañino que un fluido salino.
Hasta cierto punto, lodos salinos y alto contenido de calcio han sido usados efectivamente para minimizar el daño a la formación. El tipo de patrón de flujo presente en el anular puede facilitar o minimizar el daño y la erosión a los cortes durante el transporte. Son preferibles los flujos laminares suaves a los flujos turbulentos. No sólo se protege así a los cortes, sino que también se protege la pared del pozo y se reduce la presión de circulación. En forma similar la rata de penetración puede ser sacrificada con el fin de obtener valiosa información del reservorio. A esto se le llama perforación controlada, donde los parámetros de perforación se controlan con el fin de determinar aquellos cambios que son debidos a cambios de formación.

jueves, 25 de junio de 2015

Estabilidad del Pozo

Los fluidos de perforación sirven para prevenir la erosión y el colapso de la pared del pozo.
Cuando se perforan formaciones porosas y permeables, la presión hidrostática evita que las formaciones inconsolidadas (como arenas) caigan dentro del pozo. Cuando se perforan shales con tendencia al hinchamiento se prefieren lodos en base aceite, pues el aceite a diferencia del agua no es absorbido por las arcillas. El lodo en base agua puede ser usado si se trata con compuestos de Ca/K/Asfalto. Para evitar la disolución de secciones saladas, se pueden utilizar lodos saturados de sal o en base aceite.

miércoles, 24 de junio de 2015

Transmitir energía hidráulica a la broca.

El fluido de perforación transmite la potencia hidráulica generada en la bombas en superficie a la broca. La rata de circulación debe ser tal que la potencia óptima sea usada para limpiar la superficie que está siendo perforada. La hidráulica está considerablemente influenciada por las propiedades de flujo del fluido de perforación, como la densidad, viscosidad, rata de flujo, y velocidad de flujo. La cantidad de energía gastada en la broca determina el grado al cual la hidráulica puede ser optimizada, sea para la limpieza del hueco o bien para la optimización del flujo a estado laminar.

martes, 23 de junio de 2015

Transportar y remover los cortes de perforación.

Los cortes de perforación deben ser removidos del pozo para evitar rellenar el anular y permitir el libre movimiento y rotación de la sarta de perforación. También deben llevarse hasta la superficie para el análisis geológico de la litología del pozo.
La caída de los cortes (cutting slip) ocurre porque la densidad de los cortes es superior a la del lodo. Entonces para asegurarse que los cortes sean levantados por el anular durante la circulación y aún que se mantengan suspendidos cuando se pare la circulación, el fluido de perforación debe ser tixotrópico, es decir con las propiedades de un gel.
Cuando hay circulación, los fluidos tixotrópicos son líquidos, pero capaces de arrastrar los cortes hasta superficie. Cuando no haya circulación, los fluidos tixotrópicos se gelifican para que los cortes queden suspendidos para evitar que se deslicen otra vez hasta la broca.

La fuerza del gel debe ser lo suficientemente baja para permitir la separación de los cortes y gas del lodo, además para minimizar el suaveo cuando se mueve hacia arriba la tubería, y para poder reiniciar la circulación sin elevar demasiado la presión en las bombas.

lunes, 22 de junio de 2015

Ayuda a soportar el peso de la sarta

A medida que el pozo se hace más profundo, la sarta de perforación se hace más pesada y este peso cada vez mayor debe ser soportado por el taladro. Debido al desplazamiento en el
fluido de perforación, la sarta experimenta un efecto de boyancia o flotación, lo cual implica una reducción del peso que ha de soportar el equipo de perforación. Entonces al subir la densidad del lodo se pude reducir la carga en superficie en grandes profundidades.

domingo, 21 de junio de 2015

Revestir la pared del pozo con torta de lodo

A medida que el pozo va siendo perforado, el filtrado (la fracción líquida del lodo) va invadiendo las formaciones permeables. Cuando esto ocurre, las partículas de sólidos en el lodo quedan en la pared del pozo. Estas partículas se acumulan cubriendo la pared con una delgada capa impermeable de torta de lodo que se consolida con la formación e impide que se siga perdiendo fluido.
La habilidad del lodo de depositar esta capa puede ser mejorada con la adición de bentonita ( y así incrementando los sólidos reactivos en el lodo) y disolventes químicos ( para mejorar la distribución de los sólidos). La adición de cascarillas u otros aditivos para control de pérdidas puede ser necesaria para reducir la pérdida de la fracción líquida del fluido de perforación. Es de notar que una pérdida de filtrado excesiva tendrá como resultado una capa de torta de lodo excesivamente gruesa, reduciendo el diámetro efectivo del pozo, incrementando la posibilidad de una pega de tubería o del suaveo (swabbing) del pozo al mover hacia arriba la tubería y arrancar la torta, exponiendo nuevamente la pared del pozo. También resulta en que se invade la formación muy profundamente, y así se pierden las muestras iniciales de gas y dificulta la interpretación de los registros eléctricos.

sábado, 20 de junio de 2015

Control de presiones de fondo

El peso de lodo mínimo es el óptimo para obtener ratas de perforación más rápidas y para minimizar el riesgo de dañar formaciones y perder circulación. Sin embargo, en la perforación convencional, el lodo debe tener la densidad suficiente para proteger el pozo contra las presiones de formación y para mantener la estabilidad de las paredes del pozo.
La presión ejercida en el fondo del pozo, debida al peso acumulado de la columna vertical de fluido de perforación, es conocida como la presión hidrostática del lodo. Si dicha presión hidrostática es igual a la presión de formación se dice que el pozo está en balance, si las presiones no son iguales, entonces los fluidos (Sean de formación o de perforación) se moverán hacia donde la presión sea menor.
Si la presión hidrostática es menor que la presión de formación, el pozo está en bajo balance, y por lo tanto sujeto a influjos de formación que pueden resultar en patadas y en último caso, en reventones Si la presión hidrostática, es mayor que la presión de formación, el pozo estará sobre balanceado, y protegido contra influjos de fluido de formación dentro del pozo. Sin embargo un sobre-balance muy grande, aunque controle la presión de formación, puede resultar en la invasión de lodo a la formación y hasta fracturar formaciones frágiles, perdiendo así circulación.

viernes, 19 de junio de 2015

Limpieza del fondo del pozo

El fluido de perforación pasa a través de las boquillas o jets para expulsar los cortes de la perforación de debajo de la broca y arrastrarlos a través del anular a la superficie. Esto sirve para mantener el fondo del pozo limpio de cortes y prevenir el empacamiento de la broca (Acumulación de los cortes y embalamiento de la broca), aumentando así la vida de la broca e incrementando la eficiencia de la perforación. La efectividad del fluido de perforación en el proceso depende de factores como la velocidad de impacto al pasar por las boquillas, y la densidad y la viscosidad del lodo.

jueves, 18 de junio de 2015

Refrigerar y lubricar la broca y la sarta de perforación.

La acción de la perforación y la rotación de la sarta de perforación genera considerable cantidad de calor en la broca y en toda la sarta debido a la fricción. Este calor es absorbido por el fluido de perforación y liberado, hasta cierto punto en la superficie. El fluido de perforación reduce aún más el calor lubricando la broca y la sarta reduciendo la fricción. Los tipos de lodo en base de agua proveen una moderada lubricación, pero los sistemas en base aceite y emulsificados, incrementan la lubricación al tiempo que reducen torque, aumentan la vida de la broca y de la sarta de perforación y reducen la presión al haber reducido la fricción.

miércoles, 17 de junio de 2015

FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Los fluidos de formación tienen la obvia función de remover los cortes de la perforación fuera del pozo, y de lubricar y refrigerar la broca y la sarta de perforación. De hecho el lodo tiene muchas otras funciones y es la columna vertebral de virtualmente todas las operaciones de perforación de un pozo. Es muy importante que el fluido de perforación pueda llevar a cabo todas estas funciones eficientemente.

martes, 16 de junio de 2015

BOP ROTANTES (III)

La gran ventaja de la BOP rotante es que mientras la rotación y el movimiento vertical sean posibles al tiempo con el sello anular, se puede perforar mientras el pozo fluye
controladamente. El ensamblaje puede ser montado fácilmente, y los empaques de caucho inspeccionados y reemplazados con mínima pérdida de tiempo.
Si la presión del pozo se acerca a la máxima capacidad de presión de la RBOP (entre 1500 y 2500 psi) el pozo debe ser controlado convencionalmente usando la BOP.
NOTA: Para mayor información en equipo de control de pozo y procedimientos de control de pozo, consulte el manual de DATALOG de CONTROL DE POZO Y PREVENCIÓN DE REVENTONES (WELL
CONTROL AND BLOWOUT PREVENTION MANUAL)

lunes, 15 de junio de 2015

BOP ROTANTES (iI)

Los sellos son generalmente de dos tipos:
1. Un caucho en forma de cono el cual sella alrededor de la sarta. El diámetro interno es ligeramente menor que el diámetro externo del tubo en forma que el caucho se estira
para proveer un sello exacto alrededor de la tubería. No se requiere presión hidráulica pues la presión la suministran las presiones internas del pozo actuando en el cono. Este
sello es pues, auto-sellante, entre más presión haya, mejor será el sello.
2. Un sello que requiera presión hidráulica externa para inflar el caucho y efectuar el sellado. Habrá sello mientras la presión suministradas sea mayor que la presión proveniente del pozo.

domingo, 14 de junio de 2015

BOP ROTANTES (I)

También conocida como ‘Cabeza de control rotante’, la función de las BOP rotantes es la de un diverter, la cual es montado encima de una BOP normal. Simplemente la RBOP permite
movimiento vertical a la vez que rotatorio de la tubería, mientras un sello de caucho rota con la sarta, permitiendo que el flujo sea contenido y adecuadamente dirigido. Este tipo de unidad tiene obvias ventajas para la perforación bajo balance, cuando se perfora a grandes presiones, o para un mayor seguridad en perforaciones normales.
Mientras que las presiones de pozo estén siendo contenidas por el sello de caucho alrededor de la sarta, el flujo es dirigido por medio de un ensamblaje que consiste en una base de acero y un rodamiento. Este rodamiento permite que la parte interior rotar con la sarta y la parte exterior permanecer estacionaria.

sábado, 13 de junio de 2015

Preventores Interiores de reventón - Válvulas de en la tubería.

Válvula para ‘dejar caer’

Esta puede ser situada en cualquier parte de la tubería donde se haya previamente puesto un sub adecuado para recibirla. Cuando se presenta el riesgo de un reventón, se bombea la válvula por la tubería hasta el sub, donde comienza a prestar su servicio continuamente. Debe ser instalada antes de cortar la tubería, en forma que la tubería quede protegida contra flujo interior hacia arriba.

Válvula flotante

Esta se posiciona directamente encima de la broca para evitar el flujo por dentro y hacia arriba en la tubería de perforación, y provee protección instantánea contra el flujo
y la presión. Algunas son de válvulas de aletas que permiten precisar las presiones de cierre.

viernes, 12 de junio de 2015

Preventores Interiores de reventón

La prevención completa de reventones sólo se consigue cuando el anular y el conducto interior de la tubería de perforación están completamente cerrados. Las descripciones anteriores cubren el cerramiento del anular. Los Blind RAM sólo cierran pozos sin tubería y los Shear RAM cortan la tubería, más que cerrar el pozo Dentro del equipo de BOP hay elementos que pueden cerrar el conducto interior de la tubería de perforación. Son de dos tipos principales:
1. Válvulas manuales de cierre en la superficie.
2. Válvulas de flujo unidireccional automáticas ubicadas en la tubería de perforación.
Válvulas manuales de cierre en la superficie.
Válvula de seguridad en la Kelly: Está instalada en la sección inferior de la Kelly, Hay diferentes tamaños adecuados para cada tamaño de tubería.
Kelly Cock Está ubicada entre la swivel y la Kelly.
Válvula de seguridad Esta se instala manualmente cuando la tubería de perforación está sostenida en cuñas. Permite un cierre rápido si comienza a haber flujo durante un viaje y la kelly está en el hueco del ratón.

jueves, 11 de junio de 2015

El Diverter

El Diverter se emplea usualmente antes de haber instalado una BOP. Instalado directamente debajo de la campana y la línea de flujo, es un sistema de baja presión. Su propósito es dirigir cualquier flujo del pozo lejos del taladro y del personal, proporcionando un cierto nivel de protección antes de tener un revestimiento sobre el cual pueda montarse una BOP El diverter es un sistema diseñado para manejar solamente bajas presiones. Está diseñado para empacarse alrededor de la Kelly o de la tubería de perforación y dirigir el flujo hacia afuera. Si así se intentara controlar el pozo el resultados sería el flujo incontrolado del pozo y el rompimiento de las formaciones alrededor del revestimiento o conductor ya instalados. El uso del diverter es esencial en la perforación costa afuera.

lunes, 8 de junio de 2015

Líneas para matar el pozo(Kill lines)

La distribución de los RAM afectará el posicionamiento de las líneas para matar el pozo. Estas se ubicarán directamente bajo una o más RAMs, de forma que cuando estas estén cerradas, se pueda dejar salir controladamente fluido a presión (línea de choke). Esta línea es llevada al múltiple de choke donde se podrán monitorear las presiones. Una válvula de choke permite que la presión de reflujo (back pressure) aplicada al pozo pueda ser ajustada para mantener el control.
También permite una vía alterna para bombear lodo o cemento dentro del pozo si no es posible circular a través de la Kelly y la sarta de perforación(Kill Line). El Kill line
estará conectado directamente a las bombas del pozo, pero generalmente hay también dispuesta una kill-line remota hacia fuera del taladro en caso de ser necesaria una bomba de presión aún más alta.
Aunque las preventoras pueden tener salidas laterales para la conexión de las líneas de choke y de kill, generalmente se utilizan spools separados. Estos spools son secciones de la BOP que crean espacio suficiente(el cual puede ser necesario para colgar tubería entre los rams) y tener sitio suficiente para conectar líneas de choke o de kill.

domingo, 7 de junio de 2015

Distribución de los RAMs en la BOP. (II)

Con los Blind RAM en la posición superior , los RAM inferiores se pueden cerrar con tubería en el pozo, permitiendo que los Blind RAM sean sustituidos con RAM para tubería. Esto
minimizaría el desgaste en los RAM inferiores pues los superiores absorberían el desgaste por el movimiento de la sarta por moverla con los RAM cerrados. La tubería de perforación puede ser colgada de cualquiera de los RAM y cerrar completamente el pozo con los Blind RAM. La principal desventaja sería que el Blind RAM no se podría usar como ‘Válvula Maestra’ para permitir cambios o reparaciones por encima de ella.

sábado, 6 de junio de 2015

Distribución de los RAMs en la BOP. (I)

Generalmente, el preventor anular irá en la parte superior de la preventora. La mejor distribución para los RAMs restantes dependerá de las operaciones que necesite efectuar.
Las posibilidades son que el Blind RAM vaya sobre los RAMs para tubería, o bajo los mismos, o entre ellos. Las operaciones posibles estarán entonces limitadas por el hecho de que el Blind RAM no puede cerrar el pozo si hay tubería en el hueco.
Con el Blind RAM en la posición inferior, el pozo puede ser cerrado si no hay tubería dentro de él, y los demás RAMS pueden ser reemplazados o reparados en caso de necesidad. Sin se presenta un reventón sin tubería en el pozo, podría cerrarse el pozo y lograrse una reducción de presión inyectando lodo dentro del pozo por debajo de los RAMs. Con un preventor anular encima, se puede bajar con tubería sosteniendo la presión cuando se abra el Blind RAM. La desventaja es que la tubería de perforación no puede quedar suspendida

viernes, 5 de junio de 2015

Panel de Control.

Normalmente debe haber más de un panel de control. El panel principal estará localizado sobre la mesa del taladro, al alcance del perforador (generalmente en la casa del perro). Un panel auxiliar, se ubicará en un lugar más seguro para el caso de que el de la mesa falle o no se pueda llegar hasta él, aún se pueda control el pozo en forma segura.
El panel de control es operado por aire y normalmente dispondrá de indicadores de aguja que muestren las otras presiones dentro del sistema como las de el acumulador, la del suministro de aire y la del preventor anular. El panel también tendrá normalmente válvulas de control para abrir o cerrar las preventoras, válvulas para abrir o cerrar la línea de choke y de matar el pozo(kill line) y una válvula de control para ajustar la presión anular.

jueves, 4 de junio de 2015

Acumuladores (II)

Un múltiple de control, que consiste en reguladores y válvulas, controla la dirección del flujo del fluido hidráulico a alta presión. El fluido será dirigido a la válvula o al ram correcto y los reguladores reducirán la presión del fluido hidráulico del acumulador a la presión de operación de la BOP (generalmente en el rango de 500 a 1500 psi).
Todos los componentes del sistema de cerramiento, fuentes de fluido a presión, acumuladores, múltiple de control y panel de control deben estar situados a una distancia segura de la cabeza del pozo.

miércoles, 3 de junio de 2015

Acumuladores (I)

Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presión, la totalidad de la cantidad de fluido hidráulico necesario para operar todos los componentes de la BOP y efectuar rápidamente los cierres requeridos. Se pueden conectar entre sí con el fin de que suministren el volumen necesario. Estas botellas son pre-cargadas con nitrógeno comprimido (usualmente de 750 a 1000 psi). Cuando se introduce el fluido hidráulico, por medio de bombas eléctricas, el nitrógeno se comprime aumentando su presión. Para asegurar la operación de la válvula preventora se disponen de varias fuentes de fluido a presión, para el caso de que alguna falle.
Similarmente, si se utilizan bombas movidas por electricidad o por aire para la unidad de cierre, debe haber más de una fuente de electricidad o de aire para moverlas. Siempre debe haber un respaldo.
La presión de operación de los acumuladores es típicamente de 1500 a 3000 psi. Se asume que la presión mínima de operación es de 1200 psi. Estas presiones determinarán la cantidad
de fluido hidráulico que puede suministrar cada botella y así determinar el número de botellas necesario para operar la BOP.
Por ejemplo:
A. Precarga: Volumen de la botella = 40 Litros Presión de precarga = 1000 psi
B. Máxima carga fluido: Presión =3000 psi – Vol. N2 = 1000 x 40 /3000 = 13.33 lts
C. Presión mínima de operación =1200 psi – Vol. N2 = 1000 x 40 /1200 = 33.33 lts
Por lo tanto la cantidad de fluido útil en cada botella del acumulador es = 33.33-13.33=20 lts.

martes, 2 de junio de 2015

Cerrando las preventoras

Las preventoras se cierran hidráulicamente con fluido a presión. Si la BOP es accesible, como en taladros en tierra, los RAMs pueden también ser cerrados manualmente.
• Los componentes básicos de un sistema de preventoras son:
• Bombas que suministren fluido a presión.
• Un sistema de energía para mover dichas bombas.
• Un fluido hidráulico adecuado para abrir y cerrar las preventoras.
• Un sistema de control para dirigir y controlar el fluido.
• Un sistema de presión para cuando las fuentes de energía normales fallen.
• Fuentes de energía de respaldo.
Debe haber medios de almacenar el fluido hidráulico a presión y de llevar este a las preventoras. Debe tenerse en cuenta el hecho que las diferentes válvulas pueden requerir
diferentes presiones de operación y que pueden requerir diferentes cantidades de fluido para abrir y cerrar según el tamaño de cada válvula.

lunes, 1 de junio de 2015

Válvulas ‘RAM’ para tubería o revestimiento.

Aquí las caras del empaque de caucho están moldeadas para sentar sobre el diámetro exterior dado de una tubería.
Estas RAM cerrarán exactamente sobre dicha tubería, cerrando el anular. Si se está usando más de un diámetro de tubería, la BOP debe incluir RAMs para cada uno de dichos diámetros.
Válvulas RAM ciegas o de corte (Shear/blind rams)
Estas RAM, llegando desde lados opuestos, son para cerrar completamente el hueco. Pero si hay alguna tubería la aplastarán o cortarán si tienen instaladas las cuchillas de corte (shear Rams) Estas Shear Rams son usadas en BOPs submarinas de forma que el pozo pueda ser abandonado temporalmente. Las Blind RAMs son usadas más generalmente en BOPs ubicadas bajo la mesa del taladro.

domingo, 31 de mayo de 2015

Válvulas ‘RAM’

Estas difieren de las anulares en que el sello de caucho es comparativamente mucho más rígido y cierra solamente alrededor de formas predeterminadas. Están hechas para cerrase
sobre objetos específicos (como tubería de perforación o de revestimiento) o sobre un hueco abierto (Blind Rams). Pueden estar equipadas con cuchillas que puedan cortar tubería y
cerrarse completamente sellando el hueco abierto.(Shear/blind rams).

sábado, 30 de mayo de 2015

Válvula preventora anular

Esta es un sello reforzado de caucho o empaque rodeando el hueco del pozo. Cuando se le aplica presión este sello se cierra alrededor del tubo cerrando el espacio anular. Esta válvula tiene la ventaja de poder ser aplicada progresivamente, y se cerrará sobre cualquier tamaño o forma de tubería dentro del pozo. Así de podrá cerrar el pozo sin importar si se cierra sobre la Kelly, o sobre tubería de perforación, o sobre drillcollars. Sin embargo esta capacidad no llega a cubrir algunas
herramientas de perfil irregular como estabilizadores o drillcollars espiralados. La válvula preventora anular permite también rotación y movimiento vertical lentos de la sarta de perforación manteniendo el espacio anular cerrado.
Esto permite deslizar hacia dentro y hacia fuera la tubería mientras se está controlando el pozo.
Algunas válvulas anulares son capaces hasta de cerrar completamente pozo sin tubería pero esta situación acortaría la vida del sello por lo tanto debe ser evitada.

viernes, 29 de mayo de 2015

Cerrando el Pozo

Esto se logra por medio de los rams, lo cual permite que el espacio anular o todo el pozo quede cerrado. Con o sin tubería dentro del pozo.

jueves, 28 de mayo de 2015

Conjunto de BOPs (III)

Hay requerimientos adicionales para taladros flotantes, donde la BOP estará situada en el lecho del mar. En caso que el taladro deba abandonar temporalmente el sitio del pozo, debe
haber los medios para cerrar completamente el pozo, sea descolgando o cortando algún tubo dentro del pozo. El Riser pueda entonces soltarse de la cabeza del pozo, permitiendo al taladro moverse a un lugar seguro pero pueda volver y reentrar al pozo después.
Durante operaciones normales, el Riser, estará sujeto a movimientos laterales debido a las corrientes en el agua. La conexión del Riser a la BOP debe ser por medio de una junta
escualizable (Ball Joint) para evitar el movimiento de la BOP:
Las BOPs tienen varios grados de presión de operación, establecidos por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)(API). El cual es igual al grado de
presión de operación más bajo de cualquier elemento en la BOP. Así, una BOP adecuada será montada de acuerdo a la resistencia del revestimiento y a las presiones de formación
esperadas bajo la zapata del mismo. Las BOPs comúnmente tienen grados de 5000, 10000 o 20000 psi.

miércoles, 27 de mayo de 2015

Conjunto de BOPs (II)

El tamaño y distribución de la BOP será determinado por los riesgos previstos, por la protección requerida, además del tamaño y tipo de tuberías y revestimientos usados. Los requerimientos básicos para una BOP son:
• Debe haber suficiente revestimiento en el pozo que dé un anclaje firme a la BOP.
• Debe ser posible cerrar el pozo completamente, haya o no tubería dentro de él.
• Cerrar el pozo debe ser un procedimiento simple y rápido, fácilmente realizable y comprensible por el personal de perforación.
• Deben existir líneas controlables a través de las cuales la presión pueda ser aliviada en forma segura.
• Deben existir maneras para circular fluido a través de la sarta de perforación y a través del anular en forma que se pueda sacar el fluido de formación del pozo, y de esta
manera circular lodo de mayor densidad para balancear la presión de formación y controlar el pozo.

martes, 26 de mayo de 2015

Conjunto de BOPs (I)

Para evitar que ocurran los reventones, se necesita tener la forma de cerrar el pozo, de forma que el flujo de fluidos de formación permanezca bajo control. Esto se consigue con un sistema de válvulas preventoras (Blow Out Preventers) –BOPs-, el cual es un conjunto de válvulas preventoras y cierres anulares(spools) directamente conectado a la cabeza del pozo.
El conjunto de BOPs debe poder:
-
• Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la superficie y exista el riesgo de una explosión.
• Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.
• Habilitar que pueda ser bombeado fluido de perforación hacia el pozo, bajo condiciones controladas, para balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo).
• Permitir movimiento de la sarta.

lunes, 25 de mayo de 2015

SISTEMA DE PREVENCIÓN DE REVENTONES

Durante las operaciones normales de perforación, la presión hidrostática a una profundidad dada, ejercida por la columna de fluido de perforación dentro del pozo, debe superar la presión de los fluidos de la formación a esa misma profundidad. De esta forma se evita el flujo de los fluidos de formación (influjo, patada, o kick) dentro del pozo.
Puede ocurrir sin embargo que la presión de los fluidos de formación supere la presión hidrostática de la columna de lodo. El fluido de formación, sea agua, gas o aceite entrará
dentro el pozo, y esto se conoce como patada de pozo.
Una patada de pozo se define como un influjo controlable en superficie de fluido de formación dentro del pozo. Cuando dicho flujo se torna incontrolable en superficie esta patada de pozo se convierte en un reventón.

domingo, 24 de mayo de 2015

Martillos (jars) (II)

Si con el martilleo no se puede soltar la tubería, el único recurso es soltar la parte de tubería que aún este libre (back off). Esto se consigue desenroscando la tubería en una conexión arriba del punto de pega. Este punto de pega se determina con una herramienta especializada de registros eléctricos, y luego se baja una pequeña carga explosiva a este punto para soltar la conexión. El resto de tubería que ha quedado abajo en el pozo, debe ser pescada, molida, o se puede desviar el pozo para poder continuar perforando.

Este se posiciona directamente sobre la broca cuando la dureza de la formaciones hacen golpear la broca sobre el fondo. Están diseñados para absorber estos impactos con el fin de
prevenir daños en el resto de la sarta de perforación. Esto se hace por medio de resortes o de empaques de caucho.

sábado, 23 de mayo de 2015

Un Martillo Acelerador

Un Martillo Acelerador puede ser ubicado por encima del Martillo de perforación, generalmente entre los tubos Heavy-weight-drill-pipe, con el fin de intensificar el golpe que pueda producir el martillo. Cuando se baja la tubería para montar el martillo, se comprime una carga de gas (comúnmente nitrógeno) y cuando el Martillo se dispara, la expansión del gas en el acelerador amplifica el efecto del martilleo. El martillo acelerador ofrece la ventaja de delimitar el movimiento de los drillcollars entre el mismo y el punto de pega, y minimiza el impacto en la tubería de perforación y en el equipo de superficie al servir de amortiguador por medio de la compresión del gas.

viernes, 22 de mayo de 2015

Los Martillos Mecánicos

Los Martillos Mecánicos producen el mismo tipo de golpe por efecto de aceleración / desaceleración que los hidráulicos, pero el mecanismo de disparo es dado por una pre-tensión característica del martillo y además no tiene demora de tiempo una vez que el mecanismo ha sido montado.

jueves, 21 de mayo de 2015

Los Martillos Hidráulicos

funcionan con una demora de tiempo producida por la liberación del fluido hidráulico. Cuando se extiende el mandril, el fluido hidráulico se libera lentamente a través de un pequeño orificio. Durante varios minutos la abertura continua abierta pero es restringida por la capacidad hidráulica. Entonces otro canal de fluido de diámetro grande se abre permitiendo un flujo grande y una rápida y sin restricción apertura del Jar, llamada golpe. Al final del golpe, normalmente de 8” para martillos de 6” de diámetro, un gran golpe es efectuado por la rápida desaceleración de la sarta sobre el Jar, la cual estaba acelerada durante el movimiento del mecanismo del Jar.

miércoles, 20 de mayo de 2015

Martillos (jars)

Estos son elementos operados mecánica o hidráulicamente para proporcionar un golpe de alto impacto sobre la sarta de perforación dentro del pozo para el caso en que sobrevenga una pega de tubería. Los Martillos están específicamente diseñados para perforar o para pescar (recuperar una parte de la sarta de perforación que se ha dejado en el pozo).
Si la tubería se pega y no puede ser liberada trabajando la tubería con movimientos normales hacia arriba y hacia abajo, sin sobrepasar las limitaciones del equipo y la tubería entonces es cuando se usan los martillos para perforación rotaria.
Los martillos son herramientas diseñadas para proporcionar golpes de alto impacto, en sentido hacia arriba o hacia abajo sobre la sarta de perforación. La dirección para la cual se active el martillo depende del movimiento de la tubería cuando ocurrió la pega. Un golpe hacia abajo se obtendrá si la tubería estaba quieta o moviéndose hacia arriba. Un golpe hacia arriba se obtendrá si la tubería se está moviendo hacia abajo. La mayoría de las situaciones de pega resultan cuando la tubería se está moviendo hacia arriba o cuando esta quieta, por lo tanto el martilleo hacia abajo es el más común.
Para liberar la tubería se necesita que el jar esté por encima del punto de pega, por esto se les ubica a los martillos en la parte superior del ensamblaje de fondo (BHA), siempre arriba de los estabilizadores y otras herramientas de mayor diámetro susceptibles a pegarse.
Los martillos pueden ser activados hidráulica o mecánicamente, pero ambos funcionan con el mismo principio. Este es que el martillo consiste en un tubo de diámetro mayor el cual está unido a la sarta de abajo (la que está pegada) y un mandril de diámetro inferior, unido a la tubería libre arriba, el cual puede deslizarse liberando una gran energía(aceleración y fuerza) rápidamente bien sea hacia arriba o hacia abajo.

martes, 19 de mayo de 2015

Cross-Overs

Los Cross-Overs son pequeñas secciones de tubería que permiten conectar entre sí tuberías y drillcolllars de diferente rosca y diámetro.

lunes, 18 de mayo de 2015

Hole opener (ensanchador)

Esta herramienta es similar a los under reamers, en la cual la acción de corte o rimado se logra por medio de conos giratorios para ensanchar el diámetro del hueco. Pero a diferencia de estos, no van sobre brazos extensibles. Generalmente son usados en secciones superiores de pozos donde se requieran diámetros grandes

domingo, 17 de mayo de 2015

Rimadores(Reamers)

Los rimadores riman las paredes del pozo a un diámetro igual o inferior al de la broca y realizan una función similar a los estabilizadores en cuanto que ayudan a estabilizar el ensamblaje de fondo y mantener el hueco con el diámetro completo. Son usados generalmente cuando se experimentan problemas para mantener el pozo del diámetro de la broca, en formaciones
abrasivas, cuando a la broca se le desgasta el diámetro exterior. En forma similar, se utilizan si se sabe que en el pozo existen ojos de llave, patas de perro, o escalones. El número y posición de las cuchillas rimadoras dictan la clasificación del reamer. Por ejemplo, con tres cuchillas, se llama un reamer de 3 puntos. Si se le ubica hacia la base del sub (como se muestra en la ilustración) se le llamara un reamer de tres puntos, cerca de la broca. Un reamer estabilizador tendrá las cuchillas posicionadas en el centro del sub.
Los Under-reamers también son ubicados directamente encima de la broca para rimar el hueco y mantener el diámetro o aumentar el diámetro del hueco ya perforado. La acción de corte o rimado se logra por medio de conos giratorios que van sobre brazos extensibles. Estos brazos se abren y se mantienen abiertos durante la perforación por la presión de lodo que esté pasando a través de la tubería. Esto permite que la herramienta pueda bajar a través de una sección de diámetro estrecho, como un revestimiento, y luego abrirse en la profundidad deseada..

sábado, 16 de mayo de 2015

Estabilizadores

Estos son unos tramos cortos de tubería,(Subs.) posicionados entre los drillcollars con el fin de mantenerlos centrados dentro del hueco, mantener el pozo derecho y por medio de la acción de corte mantener el diámetro correcto en las paredes del pozo. El diámetro completo del pozo se consigue con unas ‘Cuchillas’ montadas en el cuerpo del estabilizador, las cuales pueden estar hechas de aluminio o caucho macizo, o más comúnmente, de acero con insertos de carburo de tungsteno dispuestos en la caras cortantes. Los estabilizadores se pueden clasificar como de cuchillas rotantes o no rotantes, o como de cuchillas espirales o rectas.

viernes, 15 de mayo de 2015

El Ensamblaje de Fondo (BHA)

Este es el nombre aplicado a los drillcollars y cualquier otra herramienta o tubería incorporada, incluyendo la broca. La sarta de perforación es entonces la tubería de perforación más el BHA. (el cual está incluido dentro del BHA)

jueves, 14 de mayo de 2015

Drillcollars..(Collares, botellas, o portamechas) (III)

El peso de los drillcollars actuando directamente sobre la broca tiene dos consecuencias principales:
• La tendencia de la sarta de colgar verticalmente debido al peso y la gravedad. Entre más pesados sean los drilcollars, menos probable es que el pozo se desvíe de la vertical.
• El peso aplicado a la broca la hará estabilizar, haciendo que el pozo mantenga su dirección constantemente. Esta estabilización de la broca también permitirá una distribución mas pareja de la carga sobre la estructura cortante de la broca. Esto evita que la broca se aleje de la posición central, garantizando un pozo derecho, de diámetro correcto, desgaste parejo de la broca y mayores ratas de penetración.
Mantener el pozo en la dirección correcta se logra no sólo por el peso y la rigidez de los drillcollars en la base de la sarta de perforación, sino con que el diámetro exterior OD de los drillcollars sea apenas menor que el diámetro de la broca empleada, o al diámetro del pozo.
Esto se conoce como sarta ‘empacada’.
El inconveniente asociado a este tipo de diseño de sarta de fondo (Bottom Hole assembly)(BHA) es que es muy susceptible de sufrir por pega diferencial, donde la tubería se pega en la torta que cubre las paredes del pozo. Este riesgo se minimiza mediante la utilización de drillcollars con diferentes diseños de sección, o de surcos en la superficie con el fin de reducir el área de contacto que pueda haber entre los drillcollars y la pared del pozo. Así los drillcollars pueden ser redondos, de sección cuadrada o elíptica, con surcos espirales, etcétera.