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.