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.

miércoles, 13 de mayo de 2015

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

En forma similar a la tubería de perforación los drillcollars se consiguen en varios diámetros exteriores (OD) con el diámetro interior(ID) variando según el peso por unidad de longitud.
Normalmente el ID es similar al de los Heavy weight Drill Pipe, cercano a 3” o 76 mm:
El peso aplicado a la broca debe provenir únicamente de los drillcollars, si el peso aplicado a la
broca excede el peso total de los drillcollars, el peso extra provendrá de la tubería, la cual
estaría en compresión, siendo susceptible de torceduras y a que se zafara la rosca

martes, 12 de mayo de 2015

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

Los Drillcollars son tubos de pared gruesa, rígidos y de alto peso que son la parte más importante del ensamblaje de fondo (Bottom Hole Assembly)(BHA), posicionados entre la
tubería de perforación y la broca. Cumplen varias funciones importantes:
• Proporcionar peso para la broca.
• Proporcionar la resistencia para que los drillcollars estén siempre en compresión.
• Proporcionar el peso para asegurar que la tubería de perforación siempre se mantenga en tensión para evitar que se tuerza.
• Proporcionar rigidez o consistencia para que la dirección del pozo se mantenga.
• Producir un efecto de péndulo, permitiendo que los pozos casi verticales puedan ser perforados.

lunes, 11 de mayo de 2015

Tubería de perforación (II)

La tubería con pared mas gruesa es llamada comúnmente ‘heavy weight drill pipe’ o tubería de peso pesado. A esta clase de tubería más pesada se le sitúa normalmente directamente
encima de los Drillcollars en la sarta de perforación para obtener mayor peso y estabilidad. Al igual que la tubería ‘standard’ los heavy weight drill pipe (HWDP) se consiguen en diferentes diámetros e ID (inside diameter) diámetro interior variable según su peso por unidad de longitud. Los heavy weight drill pipe se diferencian exteriormente porque tiene las cajas de conexión(Tool Joints) más largas que la tubería normal.
Comúnmente, el heavy weight drill pipe de 5” más utilizado es de 49.3 lbs/pie o 73.5 kg/m:
Esto resulta OD = 5” = 127 mm
ID = 3” = 76.2 mm
Nótese que el heavy weight drill pipe tiene el mismo diámetro exterior (OD) que el tubo estándar, y el mismo diámetro interior (ID) que los drillcollars.

domingo, 10 de mayo de 2015

Tubería de perforación (I)

Este es el componente principal, en términos de longitud de la sarta de perforación. Cada junta de tubería (llamada también ‘tubo’, ‘largo’, ‘sencillo’, etcétera) de perforación, hecha en acero, comúnmente tiene una longitud de 9 a 11 metros, con una caja de conexión (Tool Joint), macho o hembra, la cual está soldada en cada extremo de tal forma que se puedan enroscar entre sí una tras otra. El hombro alrededor de cada caja de conexión tiene un diámetro mayor pues así se ha dispuesto para dar mayor resistencia a las conexiones.
La tubería de perforación se consigue en varios diámetros (OD) aunque el más utilizado es el de 5” (127 mm). El diámetro interior de la tubería de perforación (Inside Diameter)(ID) varía de acuerdo al peso por unidad de longitud de cada tipo de tubo, entre mayor sea el peso, menor será su diámetro interior.
Comúnmente, el peso de la tubería de 5” más utilizada es de 19.5 lbs/pie o 29.1 kg/m:
Esto resulta OD = 5” = 127 mm
ID = 4.28” = 108.7 mm
También puede conseguirse tubería de perforación en diferentes grados de acero, lo cual se obtienen diferentes grados de resistencia, donde ‘D’ es la más débil y ‘S’ la más resistente.

sábado, 9 de mayo de 2015

La sarta de perforación.

Dicho simplemente la sarta de perforación esta compuesta de tubería de perforación y botellas, collares, porta-mechas o drillcollars, con una cierta cantidad de componentes menores y conecta los sistemas de superficie con la broca de perforación.
Las funciones principales de la sarta de perforación son: -
• Proporcionar una vía desde la superficie hasta la broca para que el fluido de perforación se puede llevar bajo presión.
• Transmitir la rotación, aplicada en superficie, a la broca.
• Transmitir la fuerza, o peso, a la broca para que la formación se rompa más fácilmente.
• Proporcionar los medios para bajar y subir la broca de perforación dentro del pozo.
Todas las conexiones que se hacen desde la swivel hasta la parte superior de la Kelly son de rosca izquierda (en sentido antihorario) y todas las demás son de rosca derecha (en sentido horario), pues dado que la rotación aplicada es en el mismo sentido horario las conexiones tenderán a apretarse en vez de soltarse.
Todos los tamaños de tubería, sean tubería de perforación, botellas, collares o porta-mechas o revestimiento están clasificados por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)(API) por su diámetro exterior. (Outside diameter)(OD)

jueves, 7 de mayo de 2015

Calificación de las brocas

2.3.4.1 Sistema TBG
La calificación de las brocas puede ser muy sencilla al definir la condición de los dientes, de los rodamientos y del calibre. Este sistema se conoce como el sistema TBG, siendo los dientes y los rodamientos calificados en una escala de 1 8 y el calibre en octavos de pulgada bajo el diámetro inicial.
(T)(Teeth) Dientes 1 – Como nuevos
8 – Completamente gastados.

(B)(Bearing)Rodamientos 1 – Como nuevos
8.- Falla total

(G)(Gauge)Calibre IG (In Gauge) En Calibre
o la medida en octavos de pulgada del diámetro inicial menos el hallado al sacar la broca.
Este sistema de calificación es muy básico que da una visión muy general de la condición de la broca, por ejemplo las hileras interiores de dientes pueden tener un desgaste diferente de las hileras exteriores, pero en este sistema sólo hay lugar para una descripción.