miércoles, 16 de septiembre de 2020

Características de los Reservorios - Porosidad - Calizas

La porosidad es posible a través de varios mecanismos. En primer lugar, el carbonato puede ser granular o cristalino siendo la porosidad inter- o intra- ( dentro de las partículas como resultado de una solución.) La porosidad puede existir a lo largo de las uniones, planos de asentamiento o fracturas. La cementación y la compactación al igual que en las areniscas, reducirían la porosidad. Los tratamientos con fluidos pueden incrementar la porosidad con aguas ácidas disolviendo granos y atacando líneas débiles. Los procesos como cementacion secundaria, recristalización o dolomitización reducirán la porosidad, frecuentemente ocasionando poros de forma irregular.

La porosidad sólo se puede determinar precisamente a partir de análisis de laboratorio sobre núcleos, pero puede ser visualmente estimado bajo el microscopio por el geólogo de pozo (cambios en la rata de penetración y el gas pueden servir para estimación comparativa) y se describen de la siguiente manera:
pobre < 6 %
media 6 - 12 %
regular 12 -18 %
buena 18 - 24 %
excelente > 24 %
Para mayores detalles sobre los tipos y determinación de porosidad, consulte la sección 11.1.

martes, 1 de septiembre de 2020

Características de los Reservorios - Porosidad - Areniscas


La porosidad inicial (intergranular) dependerá en gran medida en el sorteamiento (variabilidad en el tamaño) y en la forma de los granos. La máxima porosidad se conseguiría cuando los granos fueran perfectamente esféricos y todos de igual tamaño. Se perderá espacio si el tamaño es variable y los granos son angulares. Esta porosidad inicial estará sujeta a posteriores reducciones debido a la cementación y a la compactación y adicionalmente por cementación secundaria.

domingo, 30 de agosto de 2020

Características de los Reservorios - Porosidad

La porosidad está definida como el espacio vacío, o espacio poral, dentro de una roca, y generalmente está expresado como un porcentaje, matemáticamente por:

porosidad (∅) = volumen de poro (espacio vacío) x 100/ volumen total

La porosidad absoluta es el término dado al espacio vacío que está ocupado por fluidos, incluyendo agua, aceite o gas, dado que alguna parte de este espacio estará ocupada por matriz o cemento de la roca. Este valor representa el máximo volumen obtenible de hidrocarburos.

La mayoría de los reservorios son o bien areniscas o bien carbonatos, los cuales tiene diferentes características de porosidad y están sujetas a diferentes cambios.

miércoles, 26 de agosto de 2020

Características de los Reservorios

Un reservorio puede definirse como una acumulación de aceite, gas o agua dentro del espacio interporal de una roca. Para que un reservorio sea económicamente viable, en primer lugar debe haber un volumen suficiente de hidrocarburos y en segundo lugar, debe ser posible remover o extraer los hidrocarburos de la roca.

Las principales características que un ingeniero de petróleos debe buscar cuando está determinando la prospección comercial de un reservorio son:
Porosidad
Permeabilidad
Saturación de agua

martes, 25 de agosto de 2020

Composición del Petróleo - Hidrocarburos Insaturados o Aromáticos

La clasificación de crudo, basada en la densidad o gravedad especifica (gr/cc) del aceite, está definida por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)(API) y es usada ampliamente.

Los aceite de gravedad específica tiene un alto contenido de los hidrocarburos de la gasolina (C4 a C10) La gravedad API está definida, a 16 °C y presión atmosférica, por la siguiente formula:

Entre mayor sea el grado API, más liviano será el aceite. El grado API puede ser aproximadamente estimado por el color del aceite, o por el color de la fluorescencia bajo la luz ultravioleta. (Consulte la sección 11.2)
Nota : Para mayor información sobre la clasificación y evaluación de hidrocarburos, consulte el manual de Datalog EVALUACIÓN E INTERPRETACIÓN DE HIDROCARBUROS

lunes, 24 de agosto de 2020

Composición del Petróleo - Hidrocarburos Insaturados o Aromáticos

Similar a los ciclo-alcanos o naftenos, la serie aromática está compuesta por cadenas cerradas de átomos de carbono. A diferencia de los alcanos, los aromáticos no están saturados de hidrógeno, es decir los átomos de hidrógeno no ocupan todos los enlaces disponibles.
Usualmente esta serie sólo es un componente menor de los crudos, pero el aromático más común, el benceno, está presente en la mayoría de los compuestos de petróleo.

La serie tiene la fórmula general Cn H2n - 6, siendo el benceno C6H6.

El benceno es el compuesto aromático más sencillo, una cadena cerrada o anillo, de seis átomos de carbono. Con enlaces covalentes alternados sencillos y dobles uniendo los átomos.

Este anillo de benceno es la base de los compuestos de la serie aromática. Puesto que los átomos de carbono están insaturados, los enlaces libres que no han sido ocupados por hidrógeno están libres para capturar otros átomos de carbono adicionales. Entonces fuera del anillo cerrado, tal como se muestra en la figura siguiente, otros aromáticos como el tolueno (anillo de benceno más un CH3) están compuestos de un anillo de benceno con uno o más (CH3) elementos ocupando los enlaces libres.

El benceno es extremadamente soluble, de hecho se le refiere como del grupo de hidrocarburos solubles. Se ha determinado que esto puede proporcionar un útil parámetro de evaluación, dado que el benceno está más sujeto a movimientos de fluido y por lo tanto puede ser una indicación de la proximidad de la fuente de hidrocarburos.

domingo, 23 de agosto de 2020

Composición del Petróleo - Hidrocarburos Saturados o Alcanos - Naftenos

Nafteno es el nombre dado al tercer grupo de las series de los alcanos. Los átomos de carbono en este grupo son cadenas cerradas y con átomos de hidrógeno ocupando todas las posiciones de enlace disponibles.

Los nombres ya asignados a la serie de las parafinas van ahora con el prefijo ‘ciclo’ para distinguir los naftenos, por ejemplo, ciclo propano, ciclo butano y tienen la siguiente fórmula general:

Típicamente asociados con crudos de alta densidad, sólo el ciclo-propano y el ciclo-butano normalmente permanecen en estado gaseoso a la presión y temperatura de superficie.

Infortunadamente, dado que el peso molecular es tan similar, estos gases son analizados como si fueran propano y butano de la serie parafínica de los alcanos.

sábado, 22 de agosto de 2020

Composición del Petróleo - Hidrocarburos Saturados o Alcanos - Parafina Parte 2

Ciertamente, a la temperatura y presión normales de superficie, desde el metano hasta el butano serán gases y son fácilmente detectables. A presión ambiente, el pentano se condensa a estado líquido a 36°C, entonces dependiendo de la temperatura de lodo circulante, puede extraerse como gas. De la temperatura ambiente dependerá si el pentano se condensa todo o en parte como líquido y pasa sin ser detectado.

Las cadenas ramificadas, o iso, series de alcanos dentro del grupo de las parafinas se les da la misma formula general como los de cadenas rectas. Contienen cuatro o más átomos de carbono, entonces los hay desde iso-butano y siguen para los hidrocarburos más pesados.

viernes, 21 de agosto de 2020

Composición del Petróleo - Hidrocarburos Saturados o Alcanos - Parafina

La parafina es la forma más común de hidrocarburo, ya sea en aceite crudo líquido o en estado gaseoso. El grupo incluye dos de las series de los alcanos, las cadenas de átomos rectas y ramificados.

Las cadenas rectas, o normales, pueden estar definidas por la siguiente fórmula general:

Donde n va de 1 a 10, las parafinas son metano (C1), etano (C2), propano (C3), butano (C4), pentano (C5), hexano (C6), heptano (C7), octano (C8), nonano (C9) y decano (C10).

El análisis cromatográfico de gases en el pozo se extiende desde metano hasta pentano, pues los más pesados permanecerán en estado líquido a la presión y temperatura ambiente y por lo tanto indetectables como gases. Se podrían detectar pequeñas cantidades de hexano pero requeriría un tiempo mayor de análisis.

jueves, 20 de agosto de 2020

Composición del Petróleo - Hidrocarburos Saturados o Alcanos

Estos compuestos consisten de cadenas cortas de átomos de carbono saturadas con átomos de hidrógeno que ocupan todas las restantes posiciones para enlace.

Las cadenas de átomos de carbono pueden ser rectas, ramificadas o cíclicas, dando lugar a tres clases de alcanos. Las cadenas rectas y ramificadas se conocen como parafinas y las cíclicas como naftenos.

miércoles, 19 de agosto de 2020

Composición del Petróleo

Petróleo es el término que se aplica a cualquier hidrocarburo, sea gas, líquido o sólido que se encuentre en la corteza terrestre. Al igual que los hidrocarburos, el petróleo puede también contener una cantidad variable aunque menor de impurezas, como dióxido de carbono, sulfuros y nitrógeno.

En forma líquida, al petróleo se le llama crudo, el cual puede estar compuesto de una compleja mezcla de hidrocarburos variables en tamaño y peso molecular. Cuando es recuperado en
 superficie, los compuestos de hidrocarburos pueden ser separados por medio de refinación y destilación para surtir la variedad de productos del petróleo.

Por definición, los hidrocarburos son aquellos compuestos que consisten de átomos de hidrógeno y de carbono. Estos compuestos, entre los cuales los más simples son los gases de hidrocarburos, pueden ser clasificados en dos tipos, dependiendo del enlace molecular de los átomos de carbono.

1. Hidrocarburos saturados Los compuestos que tienen un enlace covalente sencillo entre los átomos de carbono.
2. Hidrocarburos Insaturados Los compuestos que tiene enlaces dobles y / o triples entre los átomos de carbono.

Nota: Un enlace covalente resulta de la atracción simultánea de dos núcleos por un par compartido de electrones de unión. Un enlace covalente doble ocurre cuando dos pares de electrones están siendo compartidos por dos átomos.

martes, 18 de agosto de 2020

Trampas de Hidrocarburos - Trampas Estructurales - Relacionadas con Domos

Una variedad de trampas puede asociarse a intrusiones de material dentro de capas suprayacentes. Esta intrusión puede arrastrar los estratos adyacentes a medida que se va elevando sobre la cresta en todas direcciones. Para las rocas de reservorio adyacentes al domo, esto se convierte en un sello efectivo por su buzamiento hacia arriba.

Este tipo de trampa esta asociado comúnmente con domos salinos, pero se producen yacimientos similares por intrusiones ígneas o por diapiros de shale.

lunes, 17 de agosto de 2020

Trampas de Hidrocarburos - Trampas Estructurales - Relacionadas con Fallas

Hay trampas asociadas a muchos tipos de fallas. La forma más simple es cuando un reservorio con buzamiento está yuxtapuesto contra una capa impermeable que proporcione un sello lateral. Obviamente este tipo de trampa aún necesita que la capa de arena esté suprayacida con una formación impermeable, y además necesita que la zona de falla no provea una vía de escape para los hidrocarburos. De hecho, el grosor de la falla puede proporcionar el sello lateral.
Las estructuras de Graben pueden proporcionar los sellos laterales en ambos lados del reservorio.
Las trampas anticlinales también pueden estar asociadas con fallamientos, particularmente fallas de cabalgamiento o rotacionales.

domingo, 16 de agosto de 2020

Trampas de Hidrocarburos - Trampas Estructurales - Relacionadas con plegamiento.

El plegamiento de rocas de tipo reservorio, suprayacidas por rocas sello, frecuentemente resultan en trampas de hidrocarburos. Las trampas anticlinales son una forma común, donde una capa porosa y permeable ha sido plegada hacia arriba, permitiendo que los hidrocarburos migren a la cresta del plegamiento, y queden atrapados por los sedimentos impermeables suprayacentes.

Se pueden formar trampas similares donde la capa de arena es de grosor variable, permitiendo que los hidrocarburos se acumulen en las partes de mayor grosor.

Si las crestas de plegamientos laterales cortos no tienen suficiente amplitud para contener todo el volumen de hidrocarburos que haya migrado, puede resultar en un afloramiento del fluido.

sábado, 15 de agosto de 2020

Trampas de Hidrocarburos - Trampas Estratigráficas Parte 2

Las trampas estratigráficas están comúnmente asociadas con cambios en disconformidades que ocurren después que la depositación y la sedimentación han tenido lugar. Hay un número determinado de tipos de trampas, incluyendo truncamiento de reservorios (A), deslizamiento de
capas sobre inconformidades (B), interrupción de soterramiento erosional, etcétera:

Las trampas estratigráficas secundarias pueden resultar de una alteración post-depositacional
de las rocas, como ejemplos:

  • Oclusión de la porosidad – por ejemplo, la cementacion de la roca de un reservorio puede resultar en una pérdida de porosidad, y cuando existe un buzamiento hacia arriba puede convertirse en un sello efectivo.
  • Aumento de la porosidad, como en una dolomitización de calizas con baja porosidad,puede mejorar la calidad de un reservorio.

viernes, 14 de agosto de 2020

Trampas de Hidrocarburos - Trampas Estratigráficas Parte 1

Las trampas estratigráficas resultan de un cambio estratigráfico lateral que impide la migración continua de hidrocarburos.
Las trampas estratigráficas primarias resultan cuando el cambio lateral ocurre como resultado de un cambio contemporáneo en el ambiente de depositación (1 – 3) o como resultado de una interrupción en el soterramiento de deposición.

1. Cuando hay un cambio en la facies lateral dentro del mismo cuerpo. Esto puede ocurrir en el ambiente de depositación o puede ser resultado de una cementación o cristalización posterior.

2. Cuando cuerpos de arena forman lentes o depósitos lenticulares dentro de sedimentos impermeables. Esto es típico de un canal derivado en un río.

3. Acuñamientos que se forman cuando los sedimentos están siendo depositados contra una superficie deposicional existente, típica de ambientes costeros o deltaicos.
4. Vetas de carbonatos
5. Dunas de origen Eólico

jueves, 13 de agosto de 2020

Trampas de Hidrocarburos

Como se explicó anteriormente, para que se acumule un depósito de hidrocarburos, debe haber una barrera que evite que la migración continúe. Esto se produce por unas condiciones geológicas que causen una completa retención o por lo menos, permitiendo un escape despreciable.

Una trampa puede ser definida como la disposición geométrica de formaciones y rocas que permite una acumulación significativa de hidrocarburos en el subsuelo.

Los componentes esenciales de un reservorio son el reservorio mismo y la presencia de sellos efectivos.

miércoles, 12 de agosto de 2020

Geología del Petróleo - Migración Secundaria

Este proceso secundario es la migración de los hidrocarburos entre un cuerpo permeable y poroso (una arenisca o un carbonato) El movimiento tiende a ir en dirección del fluido siguiendo gradientes de presión locales o regionales. Otra fuerza adicional es proporcionada por la flotación del petróleo liviano dentro del agua de poro, que es más densa. Opuesto a este flujo están las presiones capilares impuestas por el paso de glóbulos de aceite o burbujas de agua al pasar por los conductos interporales.

Mientras que haya diferencial de presión, y aberturas permeables, o debilidades como fracturas, la migración tendrá lugar. En últimas, la migración continuará hasta que se encuentre una barrera infranqueable y el petróleo se vea obligado a acumularse en un reservorio u otro depósito.

La migración secundaria, que es respecto a la densidad relativa y a la gravedad, y la relativa facilidad por la cual el gas y el aceite pasan a través de los conductos interporales resultará en que los gases de hidrocarburos se asentarán sobre el aceite, luego la progresión natural a través de un reservorio es que el gas va sobre aceite y este va sobre el agua.

Debe resaltarse que estos contactos no son un límite ‘absoluto’ entre sólo gas o sólo aceite o sólo agua. Siempre habrá un contenido de agua en los espacios porales. Los contactos tienden a ser graduales, y no cambios bruscos y son una indicación de la fase predominante (gas, agua
o aceite) en la sección vertical.

martes, 11 de agosto de 2020

Geología del Petróleo - Migración Primaria

A medida que la generación de hidrocarburos se efectúa durante el soterramiento, los sedimentos arcillosos se tornan más compactos con el resultado de una reducción en tamaño de poro y creciente impermeabilidad. Para que esta reducción en el tamaño de poro pueda ocurrir, el agua de los poros tiene que salir del espacio de los poros. Este desecamiento, o el forzamiento del agua fuera de los poros es un proceso normal de la compactación.

La impermeabilidad se desarrolla, no tanto por la falta de comunicación o conexión entre los poros, sino por el hecho que las conexiones entre los poros son microscópicamente pequeñas.

Si la migración de los hidrocarburos ocurre al tiempo con el proceso de desecado ( lo cual es la suposición natural respecto a la migración primaria), entonces debe existir un mecanismo que incremente la permeabilidad de los sedimentos de arcilla permitiendo que el fluido fluya.
Este mecanismo aparece con la continua diagénesis de la arcilla cuando se llega aun soterramiento mayor.

Durante las posteriores diagénesis y catagénesis de los sedimentos, existe una conversión natural de los minerales en las arcillas (esmectita a ilita) debido al intercambio catiónico, lo cual resulta en que el agua intersticial se libera de la estructura mineral.
Este proceso se acelera con el incremento de temperatura, siendo mayor durante la catagénesis en un rango de temperatura similar al de la ventana de aceite, que es cuando ocurre la mayor generación de petróleo. El intercambio catiónico puede inclusive ser una fuente adicional de energía que ayude en el proceso de generación.

El incremento en el volumen de agua, debido al intercambio catiónico, resulta en un incremento dela presión de fluido, es decir sobrepresión. Lo cual conduce al fracturamiento de la matriz produciendo las características de fisibilidad que muestran las arcillas y los shales. Esta textura o estructura, una red de micro fracturas facilita la migración del fluido de poro e hidrocarburos fuera de los sedimentos sobre presionados hacia formaciones porosas, permeables y normalmente presionadas.

El proceso físico de la migración de los hidrocarburos entre la fase acuosa, es similar a una combinación de glóbulos discretos en solución o en suspensión. El movimiento, inicialmente, tenderá a ser vertical en la dirección de menor presión. Aunque debido a las líneas frágiles,
como fracturas, depósitos, intercalaciones porosas proveen mayor permeabilidad que la ‘permeabilidad vertical’ entre sedimentos, lo cual facilita la migración lateral.

lunes, 10 de agosto de 2020

Geología del Petróleo - Migración del Petróleo

Dado que los reservorios de petróleo se encuentran en rocas porosas y permeables, como areniscas y calizas, aunque como se ha visto hasta ahora, el petróleo se desarrolla en rocas generadoras como arcillas, es claro que debe haber una migración del petróleo.
Está aceptado en general que los hidrocarburos deben haber sido formados en una roca generadora antes de que la migración se efectúe, es decir que son los hidrocarburos mas no la roca generadora, la que migra. Se tiene el interrogante acerca de como ocurre esta migración,
pues los sedimentos de arcilla son sumamente impermeables.
De como puede esto ser posible, será explicado, pero vale la pena destacar que aún durante la migración, si los hidrocarburos están aun dentro de la ventana del aceite, especialmente a la temperatura de formación a través de la cual está migrando, puede estar ocurriendo
fraccionamiento térmico y desarrollo de hidrocarburos. Si esto es posible, entonces quizá también puede ser que la migración ocurra antes de que ocurra completamente la maduración, y el fraccionamiento térmico este produciendo hidrocarburos durante la migración.

domingo, 9 de agosto de 2020

Geología del Petróleo - Maduración del Petróleo Parte 2

A medida que la materia orgánica se descompone y transforma durante la diagénesis, la materia orgánica (biopolímeros) se transforma en geopolímeros conocidos como Kerógeno. La naturaleza y la composición exacta del Kerógeno dependerán de la composición de la materia orgánica original.

Debido al soterramiento continuado y al incremento de temperatura, la descomposición térmica resultante y fraccionamiento posterior durante la catagénesis se generarán hidrocarburos a partir del Kerógeno.

Una ventana de líquido o aceite, un rango de temperatura durante el cual la generación del petróleo puede tener lugar, determinara el éxito de este proceso. Esto dependerá de la profundidad de soterramiento y del gradiente geotérmico local.

Si la temperatura es muy baja, el fraccionamiento térmico no ocurrirá.
Si es muy alta, el proceso será muy extremo, y aunque pueden resultar hidrocarburos y gas, los hidrocarburos más pesados se ‘cocinarían’ y ‘carbonizarían’ a un residuo sólido. Este proceso, conocido como metagénesis, se piensa que comienza con temperaturas a partir de alrededor
de 200 °C.
La máxima generación de petróleo, es decir la ventana optima, ocurre aproximadamente en el rango de 100 a 180 °C.

sábado, 8 de agosto de 2020

Geología del Petróleo - Maduración del Petróleo Parte 1

Ya se ha visto que el ambiente ideal para la generación de petróleo es el rápido soterramiento de una gran cantidad de material orgánico en un ambiente de arcilla inorgánica deficiente de oxigeno.

Si el ambiente fuera totalmente anaeróbico, la descomposición bacterial produciría metano y sulfuro de hidrógeno. Sin embargo, con una cierta cantidad de oxigeno disuelto en el agua coral, la descomposición resultara en la producción de dióxido de carbono, agua e hidrocarburos livianos.

Cualquier oxigeno libre se usará en esta descomposición inicial de la materia orgánica por las bacterias que participan en el proceso. Una vez se elimine el oxigeno libre, el material orgánico restante tiene un buen potencial de ser convertido a hidrocarburos.
El mecanismo exacto de esta alteración no se entiende aun completamente, pero parece que pude ser una combinación de estos procesos:


  • La descomposición bacterial continuará hasta que las bacterias no puedan sobrevivir más en las condiciones de temperatura y presión crecientes a medida que se lleva a cabo el soterramiento.
  • Baja degradación térmica en las últimas etapas de la diagénesis ( menor de 50 a 65°C)
  • Reacciones catalíticas ocasionadas por metales o minerales en el agua de poro pueden conducir a una mayor descomposición de la materia orgánica.
  • La descomposición radioactiva también se ha considerado como un factor en este proceso debido a la cantidad de energía que se libera durante la descomposición de elementos radioactivos, y también al hecho que las rocas generadoras generalmente son arcillas finas y oscuras con un contenido radioactivo extremadamente alto.
  • Cuando se incrementa la temperatura (y la presión) debido al soterramiento continuo, se tiene como concepto generalizado que el proceso térmico consiste en la descomposición de la materia orgánica en hidrocarburos cada vez más pequeños. Este proceso ocurre más tarde durante el soterramiento cuando las temperaturas mayores de 50 a 65 °C conducen a la catagénesis en vez de a la diagénesis, de los sedimentos.
  • La profundidad exacta a la que esto ocurra dependerá de los gradientes térmicos locales.

viernes, 7 de agosto de 2020

Geología del Petróleo - Generación del Petróleo Parte 2

Debe haber una fuente de sedimentos inorgánicos que aseguren un rápido soterramiento y preservación de la materia orgánica.
El sedimento ideal será limolita o arcilla, pues esta proporcionara sedimentos empacados e impermeables que no permitirán el paso de aguas portadoras de oxigeno.
El sedimento debe permanecer ‘in situ’ suficiente tiempo para que se deposite una capa de materia orgánica de suficiente grosor.
La depositacion de sedimentos y la subsistencia resultante del depósito debe ser tal que ocurra soterramiento, compactación y diagénesis de los sedimentos.
Bajo compactación normal,, el agua contenida en los espacios porales de los sedimentos será forzada a salir, en forma tal que los sedimentos se volverán cada vez más compactos e impermeables. Esto proporcionara el sello para la fuente de material orgánico y evitar cualquier ingreso de agua portadora de oxigeno. (Nótese que el proceso de expulsión del agua, también proporciona el medio para la migración primaria como podrá verse más adelante.)

jueves, 6 de agosto de 2020

Geología del Petróleo - Generación del Petróleo Parte 1

Aunque se acepta que el petróleo tiene un origen orgánico, existen muchas cuestiones sin resolver respecto al proceso real mediante el cual la materia orgánica se transforma en hidrocarburos.

Como primera medida se necesita determinar la fuente del material orgánico. Una vez hecho esto, se debe considerar que los desechos orgánicos se descomponen en presencia del oxigeno. Para que un material ‘sobreviva’ el tiempo suficiente para que se transforme en petróleo, se debe buscar que una depositación se efectúe en un ambiente anaeróbico.

En tierra, la fuente de material orgánico es vegetación muerta ( de mucho mayor importancia que la vida animal) pero obviamente, en circunstancias normales, la vegetación se descompone en la atmósfera rica en oxigeno.

En ambientes sub-acuáticos como pantanos y barrizales, este material puede acumularse en cantidades suficientemente grandes que se descompongan y se preserven como turba. Sometida a presión y temperatura crecientes debido al soterramiento y a la compactación, el agua y el gas son expulsados de la turba para dejar carbón.

El gas natural, o metano, es un producto asociado a este proceso. Aunque generalmente es una fuente menor de petróleo, el carbón como fuente de metano ha sido explotado con indudable éxito en los Estados Unidos y es una actividad en creciente exploración en otras partes del mundo, incluyendo Europa y Canadá.

En el ambiente marino, las mayores fuentes de desechos orgánicos son micro-organismos como el plancton y animales (foraminíferos.)No sólo están presentes en grandes cantidades sino que son extremadamente ricos en compuestos orgánicos como proteínas y lípidos, elementos que siendo ricos en carbón y en hidrógeno, son un excelente material básico para la generación de petróleo. Cuando estos organismos mueren y caen al lecho marino, se van enterrando con material inorgánico como arcilla, limo y sedimentos arenosos.
Para que haya una posibilidad de que se genere petróleo a partir de esta fuente, ciertos criterios óptimos deben cumplirse:
Se ha evitado la oxidación diagenética temprana del material orgánico Este puede haber sucedido por el rápido soterramiento y sedimentación o debido a un ambiente casi anaeróbico en las aguas deposicionales.

miércoles, 5 de agosto de 2020

Geología del Petróleo

‘Petróleo’ es un término aplicado a los hidrocarburos que se encuentran en la corteza terrestre, sea en forma gaseosa, líquida o sólida.
En términos de exploración petrolera, las rocas sedimentarias, especialmente las cuencas sedimentarias, contienen acumulaciones comerciales de petróleo. Esto sencillamente es debido a que las rocas sedimentarias contienen la fuente material para la generación de hidrocarburos y además las rocas sedimentarias poseen las características que se requieren para que se acumulen los hidrocarburos.

lunes, 3 de agosto de 2020

Petrología Introductoria - Tipos de Rocas Clásticas Parte 1

Están caracterizadas por el tamaño del material clástico que constituye la roca:

domingo, 2 de agosto de 2020

Petrología Introductoria - Compactación y Cementación

Una vez que los sedimentos han sido depositados, están sujetos a quedar enterrados, compactados y frecuentemente cementados, para formar ciertos tipos de roca. Este proceso viene como resultado que más y más sedimentos se depositen encima de los ya existentes.
Cuando fueron depositados, los sedimentos contenían una gran cantidad de agua. Al ser enterrados, el peso acumulado de los sedimentos superiores (conocido como sobrecarga) compactan los sedimentos forzando fuera el agua contenida.

Este grado de compactación se incrementará con la sobrecarga, consolidando los sedimentos en lo que llamamos rocas. A medida que el agua sale al exterior, los minerales que en ella estaban disueltos, quedan atrás para unir y cementar los fragmentos clásticos, solidificando aun más las rocas.

sábado, 1 de agosto de 2020

Petrología Introductoria - Clasificación de los Sedimentos Parte 2

Los sedimentos dentro de estos grupos pueden ser clasificados de acuerdo al origen del material:

viernes, 31 de julio de 2020

Petrología Introductoria - Clasificación de los Sedimentos Parte 1

Los sedimentos pueden ser clasificados de acuerdo a su ambiente de depositación. A continuación se muestra un ejemplo de esta clase de clasificación:

jueves, 30 de julio de 2020

Petrología Introductoria - Sedimentarias Parte 2

La depositacion ocurrirá cuando el agente de transporte no tiene más energía para llevar los fragmentos. Así:
• Los depósitos eólicos se forman cuando el viento deja caer su carga.
• Los depósitos aluviales se forman cuando los ríos dejan caer su carga (cambios de gradiente, curves en los ríos, entrada en lagos, inundaciones)
• Los depósitos deltáicos quedan cuando los ríos se extienden en deltas o estuarios.
• Los depósitos marinos quedan cuando las partículas son llevadas a aguas más profundas.

Naturalmente, otro factor en la depositacion de material es el tamaño y peso de los fragmentos.
Cuando el agente transportador va perdiendo energía, los fragmentos más pesados se depositarán primero, mientras que los más pequeños y livianos se retienen por mayor tiempo y así resulta una gradación en los sedimentos.
Así como el tamaño de los fragmentos, su forma también habla de su historia de transporte.
Aquellos depositados cerca de la fuente original no sólo serán de mayor tamaño, sino que tendrán la tendencia a ser más angulares y agudos. Aquellos fragmentos que han sido llevados a mayores distancias estarán sujetos a desgaste o erosión durante su transporte de tal manera que su forma tenderá a ser menor, más pulida y redondeada.

miércoles, 29 de julio de 2020

Petrología Introductoria - Sedimentarias Parte 1

Los factores que se combinan para la formación de las rocas sedimentarias son los de erosión transporte y depositacion.

La erosión de la masa terrestre existente puede ocasionarse por diversos procesos:

  • Desgaste por agentes mecánicos como agua, viento, hielo y cambios de temperatura.
  • Desgaste por agentes químicos por la disolución de minerales solubles en agua.

El transporte de fragmentos erosionados de roca (clásticas) y de elementos químicos disueltos
puede ser efectuados por muchos agentes como el agua (corrientes, ríos, olas), viento o hielo.

martes, 28 de julio de 2020

Petrología Introductoria - Metamórficas

Las rocas metamórficas se han formado de la transformación de rocas existentes, sean ígneas
o sedimentarias como resultado de calor y temperatura extremas, Este metamorfismo, cambia
las características minerales, estructurales y de textura de la roca original.
Como ejemplos:

  • Shale se altera en pizarra.
  • Arenisca se altera en Cuarcita
  • Caliza se altera en Mármol.

lunes, 27 de julio de 2020

Petrología Introductoria - Ígneas


La petrología es el estudio de las rocas respecto a su origen y a sus propiedades físicas y químicas, esta ciencia clasifica las rocas en tres categorías:
Ígneas
Las rocas ígneas provienen del enfriamiento y solidificación de magma fundido originado en el interior de la Tierra.


  • Las rocas ígneas extrusivas se forman cuando el magma se enfría después de ser expulsado a la superficie del planeta en forma de lava.
  • Las rocas ígneas intrusivas se forman cuando el magma no alcanza la superficie de la tierra pero se enfría dentro de la corteza terrestre.
La roca ígnea resultante dependerá de la composición química del magma y de la rata de enfriamiento.
  • Las rocas extrusivas, como el basalto, se han enfriado rápidamente y por lo tanto serán de grano fino, pues las estructuras cristalinas no tienen suficiente tiempo de crecer en algún grado y son típicamente vidriosas en textura.
  • Las rocas intrusivas como el granito, han enfriado mucho mas lentamente en forma que la estructura cristalina es de mayor tamaño y son de textura granular..

domingo, 26 de julio de 2020

Unidades de Tubería enrollada (Coiled Tubing) - Desventajas

La perforación con tubería enrollada no dispone de todas las soluciones para los problemas de la perforación. Algunas de las desventajas son:
• La tubería enrollada no puede ser rotada, por lo tanto necesita de costosos motores de fondo y herramientas de orientación para la rotación y perforación.
• La tubería enrollada está limitada a huecos de diámetro pequeño debido a las restricciones asociadas en la capacidad del taladro con una tubería de diámetro externo mayor y muy poca capacidad de torque.
• La tubería enrollada está limitada a pozos relativamente someros debido al peso y tamaño del carrete y el trailer que lo transportaría. ( opuesto a una mayor resistencia mecánica de una tubería de mayor diámetro)
• La perforación con tubería enrollada es una técnica relativamente nueva, que requiere un considerable desarrollo y experiencia de la industria antes de que la tecnología se extienda.
• Los taladros con tubería enrollada, el equipo y accesorios son costosos.
• Los taladros para tubería enrollada no pueden bajar revestimiento, y se requerirían taladros convencionales para la preparación del pozo, remover empaques de producción, etcétera.

sábado, 25 de julio de 2020

Unidades de Tubería enrollada (Coiled Tubing) - Ventajas


La utilización de tubería enrollada para la perforación de huecos delgados (slim hole) ofrece las siguientes ventajas :

  • Reduce costos dado el diámetro más pequeño y las ventajas que tiene la tubería enrollada por su automatización, menor tiempo de movilización, una locacion más pequeña y menor tiempo para preparar la locación.
  • Reduce los tiempos de maniobras de viaje y los costos asociados pues la tubería continua elimina la necesidad de conexiones y se reducen los incidentes de pega de la tubería .
  • Dado que la tubería enrollada puede bajarse y sacarse de un pozo en producción, la perforación bajo balance minimiza el daño a la formación, eleva la rata de penetración y elimina la pega diferencial.
  • Simplifica las técnicas de control de pozo y ayuda a mantener buenas condiciones en el hueco debido a que permite circulación continua. (durante la perforación y las maniobras y viajes)

viernes, 24 de julio de 2020

Unidades de Tubería enrollada (Coiled Tubing) - Aplicaciones de Perforación

La perforación con tubería enrollada puede ser aplicada efectivamente para re-entrar en pozos verticales para lograr mayor penetración, e igualmente en pozos horizontales y direccionales para extraer lateralmente reservas del pozo.

La tubería enrollada ofrece un método efectivo en costo para perforar pozos de observación y delineamiento de campos, dada su rápida velocidad. Debido a su diámetro pequeño, la tubería enrollada es ideal para perforar huecos de diámetro delgado (slim – hole) y pozos de
inyección.
Como la perforación bajo balance puede ser realizada en forma segura con tubería enrollada, existen varias aplicaciones donde un taladro convencional puede ser usado para perforar la mayor parte del pozo, y la tubería enrollada par perforar zonas criticas:

  • Perforación de o bajo zonas de pérdida de circulación.
  • Tomar núcleos de zonas productoras.
  • Perforación bajo balance de zonas productoras.

jueves, 23 de julio de 2020

Unidades de Tubería enrollada (Coiled Tubing) - Componentes - Consola de Control

La consola de control contiene todos los indicadores y controles necesarios para operar y monitorear el taladro, levantar o bajar la sarta, cambiar la velocidad, controlar la presión de la cabeza de pozo, etcétera.

miércoles, 22 de julio de 2020

Unidades de Tubería enrollada (Coiled Tubing) - Componentes - Hydraulic Power-Pack

Consiste de un motor diesel, bombas hidráulicas, y control de presión hidráulica, con esto se mueve el carrete, el inyector, las bombas de fluido y demás equipo del taladro.

martes, 21 de julio de 2020

Unidades de Tubería enrollada (Coiled Tubing) - Componentes - BOP

Las BOP para tubería enrollada permiten que la tubería sea enrollada con presiones hasta de 10,000 psi. (68,940 Kpa) Son muy similares a la BOP convencionales, tiene rams para cerrar el pozo y rams ciegos para sostener la tubería que haya sido necesario cortar.

lunes, 20 de julio de 2020

Unidades de Tubería enrollada (Coiled Tubing) - Componentes - Cuello de ganso (Goose Neck)

Esta es una guía curvada en arco que alimenta de tubería enrollada del rollo de tubería dentro de la cabeza de inyección.

domingo, 19 de julio de 2020

Unidades de Tubería enrollada (Coiled Tubing) - Componentes - Rollo de Tubería

El rollo de tubería es una bobina, generalmente de 6 pies (1.81 m) de diámetro, usada para enrollar hasta 26,000 pies (7930 m) de tubería.
Este diámetro se escoge con el fin de minimizar el diámetro de enrollado.

sábado, 18 de julio de 2020

Unidades de Tubería enrollada (Coiled Tubing) - Componentes - Cabeza de inyección

La cabeza de inyección se usa para enrollar la tubería al entrar y al salir del pozo, y soporta el peso de la tubería y de las herramientas de fondo.

Las cabezas de inyección más grandes en la actualidad pesan varias toneladas y pueden soportar cargas hasta de 200,000 lbs (90,000Kg)

viernes, 17 de julio de 2020

Equipos y Procedimientos - Medición de Gases

Si se está usando un separador en el sistema de tratamiento en superficie, la medición del gas es una sencilla conexión para tomar muestras de gas. El conjunto consiste en un filtro especialmente diseñado para la función, un regulador de presión ( que baja la presión hasta 10
psi) una trampa de agua y con secador de muestra de gas parecido al que se usa en una trampa de gas en a perforación convencional.

Si se está tomando muestra de la blooie line, una conexión para la toma de muestras con un tubo se instala en el lado inferior en un ángulo que la aparte del flujo directo (para impedir que se llene de cortes.) A esta va conectada la línea de gas, los filtros son muy importantes para evitar que el polvo entre a los detectores de gas.
Si hay mucha agua de formación en el flujo de retorno, se puede instalar una cámara adicional para recoger y disponer finalmente del líquido.

jueves, 16 de julio de 2020

Equipos y Procedimientos - La Blooie Line y la Recolección de muestras

La línea blooie, o blooey, es la línea donde se toman los retornos cuando se perfora con aire, niebla o espuma. Se instala directamente bajo la cabeza de rotación. Cuando la operación utiliza aire, gas o niebla, termina en un tanque de descarga donde se descargan gases, líquidos y los cortes de perforación para su disposición final.

La blooie line normalmente es una línea de baja presión conectada mediante un orificio a la línea de descarga. Una presión de 150 psi (1020 Kpa) es suficiente para la línea y todos los componentes conectados.

El fluido se mueve a través de la blooie line a velocidades extremadamente altas porque la fase gaseosa del fluido se está expandiendo debido al cambio de presión al cruzar el orificio. Por lo tanto la blooie line debe mantenerse tan derecha como sea posible, y solo deben hacérsele cambios de dirección por limitaciones de tamaño de la locación.

Al igual que en la perforación convencional, se deben recoger muestras de cortes de la perforación con el fin de ayudar al geólogo y / o al mudlogger en la evaluación de la formación.
Cuando se está operando con gas, niebla o aire, la recolección de muestras se lleva a cabo por medio de un niple o tubo de diámetro pequeño conectado en la parte inferior del blooie line. El tubo de muestreo está abierto y se extiende hasta por dentro del blooie line. Un ángulo de
hierro dirige los cortes hasta el niple, al final del cual hay una válvula de muestreo que se puede abrir para recolectar los cortes dentro de una bolsa.

miércoles, 15 de julio de 2020

Equipos y Procedimientos - Sistemas de Circulación cerrada y de Separación

La perforación bajo balance en reservorios que puedan aportar H2S han llevado al desarrollo de sistemas cerrados para evitar que escapen a la atmósfera vapores, humos o gases provenientes de la línea de flujo y los separadores de lodo y gas.

En un sistema normal abierto, El gas es llevado aparte en un separador y conducido a la línea de quemado ( Flare line) mientras que el lodo es conducido a la zaranda.

En un sistema cerrado, el gas,, aceite y cortes son separados en un separador y solo el lodo es llevado a tanques abiertos convencionales. En un sistema completamente cerrado, el lodo es llevado a tanques cerrados y se le mantiene así hasta que sea bombeado nuevamente.

lunes, 13 de julio de 2020

Equipos y Procedimientos - Cabeza de Rotación Parte 2

Existen dos tipos básicos de cabeza de rotación:
• Un sello autoajustante de caucho, con su diámetro interior más pequeño que el diámetro exterior de la tubería de perforación, que sella alrededor de la sarta y está montado sobre la pista interior del rodamiento. Las presiones provenientes del pozo ejercen fuerza sobre
el perfil en forma de cono del sello haciéndolo apretarse aún más contra la tubería, Por esto se dice que este sello es autosellante.

• Un empaque inflable de sección esférica, inflado o actuado por presión hidráulica, que así sella alrededor de la sarta mientras la presión hidráulica sea mayor que la presión del pozo. Aunque la presión hidráulica puede ser regulada manual o automáticamente, este tipo necesita un operador presente mientras se este usando este tipo de cabeza rotante.
Las cabezas de rotación se han utilizado exitosamente por años, son pequeñas, y relativamente livianas. Son de fácil instalación en el taladro, fáciles de usar y reparar ( se reemplazan fácilmente los sellos, los cauchos y los rodamientos)

sábado, 11 de julio de 2020

Equipos y Procedimientos - Cabeza de Rotación Parte 1


Montada sobre la BOP normal, está el dispositivo preventor de reventones para cerrar el espacio anular alrededor de la Kelly o la tubería de perforación. Así se sella el espacio anular cuando la tubería está rotando o moviéndose verticalmente. De esta manera es posible perforar
aunque el pozo esté fluyendo y haya una presión en el anular que no sea contrarrestada por el fluido de perforación.

Una cabeza de rotación funciona como un diverter rotante. Los sellos giran con la sarta de perforación, mientras una campana (Bowl) controla el flujo dirigiéndolo o bien conteniéndolo.
Los componentes críticos en el diseño de una cabeza de rotación son los sellos que han de ser afectados por las superficies irregulares de la sarta de perforación, y por el rodamiento por medio del cual la pista interior gira con la sarta mientras la pista externa se mantiene estacionaria con la campana.

viernes, 10 de julio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Lodo Parte 2

Ventajas

  • Incremento en la ROP
  • Menos daño a la formación
  • Mejor producción.
  • Pérdidas de circulación reducidas.
  • Prueba en tiempo real de la zona de producción.


Otras ventajas y desventajas realmente dependen del fluido de perforación que se esté usando. Por ejemplo, los sistemas en base aceite tienen problemas de manejo en superficie, pero ventajas como la lubricación, mínimo daño a la formación, etcétera. Los sistemas salinos son extremadamente corrosivos, pero pueden ser usados a presiones mayores que el agua dulce. Lodos en base agua no son costosos y son de fácil modificación, pero necesitan control de sólidos y separación de aceite.

jueves, 9 de julio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Lodo Parte 1


Cualquier fluido convencional de perforación puede usarse en la perforación bajo balance, siempre que se puedan manejar los fluidos de formación sin que se destruyan sus propiedades ni sin crear situaciones incontrolables en superficie u otra contaminación inaceptable.

Los fluidos de perforación convencional, cuando la presión hidrostática es menor que la presión de formación, podrán realizar una perforación bajo balance con sus principales ventajas como son una rata mayor de perforación, un daño a la formación reducido (pues el lodo no invadirá
la formación) y un riesgo mínimo de pérdida de circulación.

El término flow drilling se usa en perforación bajo balance, cuando las propiedades de la formación, tales como permeabilidad, permiten continuos influjos (el pozo sigue fluyendo mientras se está perforando)

miércoles, 8 de julio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Lodo Aireado Parte 2

Ventajas


  • Propiedades (como densidad, torta de lodo, inhibición del lodo.)
  • Control de presión.
  • Riesgo reducido de pérdida de circulación.

Desventajas 


  • Aumentos súbitos de presión.
  • Corrosión (con ciertos tipos de fluido)
  • Costo adicional de equipos y generación de gas.

martes, 7 de julio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Lodo Aireado Parte 1

El término fluido aireado se le da a un fluido en dos fases cuya calidad de espuma es menor a 0.55, o 55 % de gas.
El lodo aireado se ha desarrollado para reducir pérdidas de circulación cuando se usan lodos convencionales, por medio de la reducción de la presión hidrostática. Sin embargo el problema más crítico con el lodo aireado son los ascensos súbitos de presión. El lodo aireado entonces es más adecuado para perforar formaciones duras que no reaccionen inmediatamente a los cambios de presión y velocidad.

Cualquier fluido convencional de perforación, sea agua, salmuera, aceite o lodo puede ser aireado con gas, sea aire, nitrógeno o metano. De esta forma el fluido aireado mantiene los beneficios del fluido original, como la viscosidad, limpieza de hueco, torta de lodo, inhibición, etcétera, mientras reduce el potencial de una pérdida de circulación.

lunes, 6 de julio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Espuma Parte 2

Ventajas

• Buena capacidad levantamiento de fluidos de formación como agua y aceite.
• Excelente capacidad de arrastre de cortes y limpieza de hueco (comparada con la niebla) debido a su viscosidad, necesitando menor velocidad.
• Necesita menos gas que una niebla aire/ gas.

Desventajas

• Humedece la formación, aunque esto puede ser minimizado con aditivos.
• Hay corrosión si la fase gaseosa es aire.
• Es de difícil disposición final. (Necesita más equipo de superficie)
• Alto costo porque la espuma no es reutilizable y debe ser constantemente generada.

domingo, 5 de julio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Espuma Parte 1

Mientras que la niebla tiene partículas de liquido suspendidas en una fase continua de gas, la espuma es un fluido de dos fases: una de burbujas de gas suspendidas en una fase líquida.
La espuma se usa en general porque no se altera por los influjos de fluido de la formación y porque tiene unas excelentes características para levantar los cortes y limpiar el hueco La calidad de la espuma es un término que describe la proporción de gas respecto al fluido.

Por ejemplo, una calidad de espuma de 0.80 contiene 80 % de gas. ( Por encima de 0.97 o 97 %, el fluido se llamaría una niebla)
La fase líquida de una espuma contiene un surfactante, un detergente espumante, que ayuda a mantener unido el fluido y evita que la fase gaseosa se separe del sistema de fluido.

sábado, 4 de julio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Niebla

Una niebla está formada por atomización de fluido en aire o en gas.
El fluido en particular, sea agua, lodo o aún aceite, depende de las condiciones y litologías locales.
Por ejemplo, las gotas de agua en suspensión pueden ocasionar la reacción, hinchamiento y desestabilización de los shales, pero el uso de agua o aceite con polímeros puede evitar esto.
Sin embargo al densificarse la niebla se baja la rata de perforación y requiere mayor volumen de aire y algunas veces mayor presión de inyección. El uso de bombas de inyección y de agentes nebulizantes se añade al costo de la perforación con niebla.


Ventajas

• Puede perforar formaciones húmedas
• Evita incendios dentro del pozo.

Desventajas

• Rata de perforación menor que con aire / gas
• Requiere mayores volumen de aire y presión de inyección.
• La humedad permite la corrosión.
• El agua en el pozo puede ocasionar inestabilidad en los shales.
• No hay soporte contra la pared del pozo.

viernes, 3 de julio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Problemas en la perforación 5

Ojos de llave

Dado que la perforación con gas se hace generalmente en rocas duras que pueden presentar buzamiento, pueden existir, aunque no es lo común, ojos de llave.

jueves, 2 de julio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Problemas en la perforación 4

Hueco Apretado


Estos problemas provienen de situaciones de anillos de lodo y de depósitos flotantes. Es importante mantener el gas circulando y continuar trabajando la tubería para minimizar esas acumulaciones.

Formaciones goteando

Las formaciones de baja permeabilidad gotean fluido, lo cual a su vez lleva a que se empaquete la broca y / o a la formación de anillos de lodo.
El goteo cesa cuando se acaba el fluido de las zonas adyacentes a la pared del pozo.
El nitrógeno y el metano, dado que son tan secos, son particularmente efectivos para secar una formación de este tipo.

miércoles, 1 de julio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Problemas en la perforación 3

Incendios

Cuando se usa aire, y se perforan zonas que pueden aportar gas o aceite, puede haber posibilidad de incendios dentro del pozo o en la superficie.
Esta situación se elimina con el uso de nitrógeno o metano, pues no hay oxígeno para la combustión.

martes, 30 de junio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Problemas en la perforación 2

Depósitos flotantes


Con ratas altas de perforación, o con flujos bajos de gas, los cortes son llevados hasta encima de los drillcollars donde el area anular se incrementa bajando en consecuencia la velocidad anular hasta el punto que no puede seguir arrastrando los cortes. Esto forma un depósito de cortes que cae nuevamente al fondo durante las conexiones o cuando se detiene el flujo de aire. Los depósitos flotantes también pueden ocurrir donde haya una caverna y el anular sea mayor.

Los depósitos flotantes se pueden remover incrementando brevemente la rata de flujo antes de las conexiones, con el fin de arrastrar los cortes.
Entonces en términos de cortes, el geólogo no ve nada mientras se perfora una junta, pero recibe todos los cortes a la vez cuando se incrementa la rata de flujo, haciendo muy difícil el análisis.

domingo, 28 de junio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Problemas en la perforación 1


Anillos de lodo

Cuando la formación se humedece por agua o por aceite, con los cortes se puede formar un “lodo”, el cual debido a una mala limpieza de hueco, se deposita contra un lado del pozo. Así tiende a formar anillos de lodo que se van agrandando y restringen la circulación de aire aumentando la presión con el riesgo de incendio dentro del pozo y pega de tubería.
Los anillos de lodo pueden removerse añadiendo detergentes al fluido de perforación.

sábado, 27 de junio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Operaciones de Perforación


Las operaciones de perforación con aire o gas están clasificadas en tres categorías generales, dependiendo de la cantidad de humedad que se produzca por las formaciones:


  • Con gas seco (nitrógeno o metano) se usa para formaciones que gotean (weeping) que se perforan muy rápido y no producen anillos de lodo. Para mayor información sobre anillos de lodo (mud rings) consulte la sección “Problemas en la perforación con aire o gas” ubicada más adelante.
  • Con gas saturado con humedad de la bomba de niebla, la cual se expande después de la broca y lleva la humedad de la formación fuera del pozo en forma de gotas. Esto evita que el sistema pierda energía llevando el agua de formación a su punto de saturación.
  • Con niebla ligera con una concentración de espuma mayor que la normal la cual no humedecerá excesivamente la pared del pozo, sino que ayudará a secar la humedad dentro del hueco, evitando que se formen anillos de lodo.

viernes, 26 de junio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Equipo

La sarta de perforación para perforar con gas es muy parecida a la de perforar con lodo. Sin embargo, la tubería de perforación debe ser lo suficientemente fuerte para resistir el peso y los choques que normalmente soportaría y absorbería el lodo de perforación. De la misma manera, el lodo seco en el interior de la tubería puede soltarse y taponar la broca o el martillo, además la tubería puede presentar fugas cuando vuelva a ser utilizada con lodo.
Las brocas de perforación con aire se asemejan a las de perforación con lodo, y tienen un orificio abierto para minimizar la caída de presión en la broca. Los recogemuestras están acostumbrados a tomar la muestra para que el geólogo evalúe el pozo. Sin embargo los cortes son de mala calidad para este objeto porque son muy finos (virtualmente polvo) y además no llegan a superficie distribuidos uniformemente.

jueves, 25 de junio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance - Perforación con Gas & Aire - Ventajas y Desventajas

Desde su introducción, la perforación con gas se ha empleado para incrementar la rata de perforación en formaciones de rocas duras. Con la introducción del martillo de aire, es ahora posible perforar un hueco vertical en roca dura en una formación con tendencia a la desviación
usando una sarta pendular sencilla, equipada con un martillo y baja rotación.

Ventajas • Máxima ROP


  •  Costo reducido para perforar zonas de pérdida de circulación.
  •  Costo reducido del fluido de perforación.
  •  Rendimiento mejorado del pozo.
  •  Sin corrosión (N2)

Desventajas • Formaciones con agua


  •  Costos (especialmente con N2, pozos de diámetro grande)
  •  Pared del pozo sin soporte.
  •  Posibilidad de incendio dentro del pozo (Al usar aire)
  •  Mala calidad de los cortes para evaluación (muy finos e intermitentes)

miércoles, 24 de junio de 2020

Fluidos para perforación bajo balance

Los fluidos de perforación para la perforación bajo balance se clasifican de la siguiente forma:

  •  Gas (es decir, aire, gas natural, nitrógeno, otros gases)
  •  Gas con niebla.
  •  Espuma con gas.
  •  Agua, lodo o aceite aireados usando alguno de los gases.
  •  Aceite, agua, emulsiones inversas o directas (como en la perforación convencional, para aplicar una presión menor que la de formación)

martes, 23 de junio de 2020

Beneficios y Limitaciones de la perforación bajo balance Parte 2

No se puede esperar que la perforación bajo balance cambie radicalmente toda situación de pozos de baja producción o de pozos que nunca han producido. Existen limitaciones, como también circunstancias bajo las cuales nunca se debe perforar un pozo bajo balance.

  •  La perforación bajo balance no debe usarse cuando se perforen formaciones frágiles que puedan colapsar cuando no estén soportadas por una columna hidrostática de lodo.
  •  Las formaciones fracturadas o con alto buzamiento son naturalmente susceptibles al colapso si no las soporta una columna hidrostática de lodo.
  •  Los mantos gruesos de carbón generalmente están fracturados, y colapsan o se derrumban cuando se perforan bajo balance. Igualmente pueden producir agua, lo que afecta adversamente la perforación con aire y / o gas.
  • La perforación bajo balance no debe ser usada en Shales sobrepresionados o de gran espesor, ni en depósitos salinos.
  • La perforación bajo balance en zonas sobrepresionadas someras, puede ocasionar que sobrevenga un influjo súbito o muy grande de fluidos de formación lo cual podría conducir al tipo de patada de pozo más peligroso y severo.

lunes, 22 de junio de 2020

Beneficios y Limitaciones de la perforación bajo balance Parte 1

La perforación bajo balance ofrece numerosos beneficios sobre la perforación convencional los cuales proporcionan las ventajas de reducir costos y mejorar la producción. Entre estos beneficios están :

  • Mejora dramática de la rata de perforación.
  • Mayor capacidad para mantener un hueco vertical en formaciones duras (sin tener que reducir el WOB y las RPM, como en la perforación convencional)
  • Riesgo mínimo de perder circulación.
  • Se evita la pega diferencial.
  • Se protege el reservorio de daño a la formación, al evitar que haya invasión de fluidos y por lo tanto evitando el taponado mecánico de los poros por shales / arcillas hidratadas.

domingo, 21 de junio de 2020

PERFORACIÓN BAJO BALANCE (Underbalanced drilling)

La perforación bajo balance (Underbalanced drilling) está definida como la perforación intencional de una formación cuya presión excede la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo. El fluido de perforación puede ser lodo base agua o lodo base aceite, lodo aireado o espuma, o gas como aire, nitrógeno o metano.

Primeramente, la perforación bajo balance se usa para mejorar la ROP, elimina los riesgos potenciales de pega diferencial y pérdida de circulación., y protege las formaciones productoras. Pero en fin, la perforación bajo balance se hace para reducir el costo total de perforar un pozo y hacer producir un reservorio. Si este costo viene a ser mayor que con la perforación convencional, es de beneficio limitado.

Con la utilización del equipo adecuado, ciertos pozos pueden ser perforados bajo balance, y asi proporcionarán las ventajas de costos reducidos de perforación y producción mejorada. Es imperativo que todo el equipo de seguridad funcione perfectamente y que todo el personal tome las debidas precauciones ( lo que es cierto para todas las operaciones de perforación ) pues las patadas de pozo (kicks) son más severas y peligrosas.

sábado, 20 de junio de 2020

Fisuras en la Sarta de perforación (Washouts) - Cavernas en el hueco (Hole Washouts)

Estas ocurren cuando el diámetro externo del anular se agranda. Es muy importante saber el diámetro real del pozo y la presencia de cavernas con el fin de calcular el volumen exacto de cemento requerido para sentar un revestimiento. Se realizan registros eléctricos de la medida del diámetro del pozo (caliper log) para determinar el diámetro exacto con su profundidad
respectiva.
Las cavernas en el hueco pueden ser ocasionadas por:
• Derrumbe de formaciones frágiles e inconsolidadas.
• Shales sobrepresionados.
• Derrumbe de zonas fracturadas
• Formaciones estructuralmente frágiles o con alto buzamiento.
• Pozos desviados con fragilidad orientada.
Esta condición puede empeorar por la erosión debida a velocidades anulares altas y a flujo turbulento, abrasión causada por contenido alto de sólidos en el lodo, movimiento repetido de la sarta ocasionando erosión física y también a causa de presiones de suaveo (swab) y surgencia (surge).

Las cavernas pueden ser determinadas exactamente por su efecto en el tiempo del lag. Una caverna tiene un volumen anular que necesita más bombeo para que se circule el hueco. Por lo tanto, si el tiempo de Lag real es mayor que el tiempo calculado, existe una caverna. Esto
puede ser determinado con chequeos del lag real, y a partir de las respuestas del gas a los cambios de formación y a las conexiones, etcétera.
Otra manifestación de que se está haciendo una caverna es por el volumen mayor y forma de los cortes.

viernes, 19 de junio de 2020

Fisuras en la Sarta de perforación (Washouts) - Fisuras en la sarta de perforación (Drill String Washouts)

Una fisura o washout es cualquier rotura en la sarta de perforación ocasionada por la corrosión, por fatiga o por falla mecánica en dicha sarta.
Entre las causas y los factores que inciden en general están:
• Manejo incorrecto del equipo
• Patas de perro y huecos desviados
• Hacer trabaja a la tubería en compresión.
• Torque incorrecto en las conexiones.
• Gases y lodos corrosivos.
• Vibraciones o condiciones de perforación con “stick-slip”
• Torque errático.
• Altos esfuerzos mecánicos, uso de martillos (jars)
Las indicaciones más comunes son:
En las inspecciones de tubería, especialmente en pozos de alto riesgo, para identificar secciones debilitadas. La tubería se puede reemplazar antes que ocurra la falla.
Una pérdida gradual en la presión de bombeo pues el fluido de perforación escapa (cada vez en mayor cantidad!) al anular. Si no se corrige esta situación la fisura puede agrandarse y hasta fallar completamente la tubería.

jueves, 18 de junio de 2020

Pesca - Vibración Lateral Parte 3

Algunos factores que contribuyen son :

• Tipo de broca – Las PDC se salen más fácilmente de su centro de giro.
• Estabilidad y centralización del BHA.
• Litología de dureza alternante.
• Asentamiento inicial de la broca.
La rotación excéntrica de la broca es mucho más difícil de detectar confiablemente que las vibraciones torsional y axial, especialmente si ocurre simultáneamente con los otros tipos de vibración.
• Se puede apreciar la presencia de torque alto y errático pero la oscilaciones del torque pueden no ser tan regularmente cíclicas como el “stick-slip” torsional.

• La combinación de vibraciones axiales y torsionales pueden indicar que hay rotación excéntrica. La vibración lateral debe mostrarse como variaciones de alta frecuencia en el peso sobre el gancho al tiempo con oscilaciones del torque. El período de la vibración será menor y menos cíclico que en “stick-slip” torsional. Si se detectan estas circunstancias, es posible que haya rotación excéntrica en fondo.
Aunque es difícil de detectar, es apropiado asumir que en un pozo vertical, con mala centralización del BHA, que use una broca tipo PDC, perforando litologías alternadas y habiendo vibraciones torsionales y axiales, habrá rotación excéntrica (whirl) en la broca y / o en el BHA.
Entre las medidas para solucionar esta situación están:

• Reducir las RPM, cambiar el WOB (se incrementa para la rotación excéntrica rotacional,
o se disminuye para la rotación excéntrica contrarotacional).
• Se pueden usar brocas “anti-whirl”, las cuales han sido modificadas para mejorar la estabilidad y la dirección.
• Ensamblajes de fondo (BHAs) empacados y centralizados.
Con el fin de eliminar la vibración lateral, se deben tomar medidas correctivas para reducir la vibración axial y torsional. La rotación excéntrica no parece ocurrir hasta que dichas vibraciones no aparezcan.

Nota : Para mayor información, consulte el manual de Datalog MONITOREO Y ANÁLISIS DE VIBRACION EN SUPERFICIE (SURFACE VIBRATION, MONITORING AND ANÁLISIS MANUAL ) DATALOG

miércoles, 17 de junio de 2020

Pesca - Vibración Lateral Parte 2

Cuando se trata de visualizar el mecanismo de vibración lateral, se puede hacer la analogía popular a una cuerda de saltar sostenida en posición vertical, pero esto obviamente da una impresión exagerada debido a la restricción que representa la pared del pozo.

La iniciación de la vibración lateral necesita de cargas y esfuerzos mayores de los que son necesarios para inducir vibraciones torsionales o axiales. Sin embargo se sabe que la vibración lateral es iniciada por la vibración torsional o por la vibración axial, y puede ser más destructiva que cualquiera de ellas, un hecho aún más grave por la dificultad en ser detectado.

Entre los problemas ocasionados están:
• ROP Reducida.
• Desgaste prematuro de la broca.
• Desgaste desigual en la sarta y en los estabilizadores – Además del metal erosionado que cae dentro del pozo debido al impacto contra la pared del pozo y contra el revestimiento.
• Fisuras y fallas en el BHA.
• Aumento del diámetro del pozo, inestabilidad del hueco, daños al revestimiento.
• Impactos laterales que inducen otras vibraciones.

Ocurre generalmente en las siguientes circunstancias:
• Litologías alternadas.
• Pozos verticales – Donde es más fácil estimular el movimiento circular excéntrico (Lo que es virtualmente imposible en pozos desviados por efecto de la gravedad)

martes, 16 de junio de 2020

Pesca - Vibración Lateral Parte 1

La rotación teórica de una sarta de perforación perfecta en un hueco vertical se conoce como movimiento simétrico axial, es decir movimiento simétrico alrededor de un eje.
La vibración lateral es contraria a esto y está definida como una rotación no central de la broca y / o el BHA, causando impactos laterales contra la pared del pozo. La rotación de la sarta genera y mantiene este movimiento.

La excentricidad resultante causa un desbalance dinámico el cual genera a su vez vibración torsional, axial y lateral. Puede tomar tres formas, cada una más severa que la anterior:

• Vibración Rotacional de la broca (Bit Whirl)

 Define la rotación excéntrica de la broca, lo cual es muy común en las brocas PDC.

• Vibración excéntrica Rotacional del BHA (Forward BHA Whirl) 

Describe la rotación excéntrica, cuyo eje gira en el mismo sentido de la sarta.(En sentido horario)

• Vibración excéntrica Contrarotacional del BHA (Backward BHA Whirl)

 Ocurre cuando la fricción contra la pared del pozo ocasiona una rotación en sentido antihorario, opuesto a la rotación de la sarta.

lunes, 15 de junio de 2020

Pesca – Vibración Axial Parte 3

Entre los factores que contribuyen están :
• Dureza de la litología.
• Tipo de broca (si es tricónica o PDC).
• Angulo de hueco – En los pozos desviados la sarta amortigua la vibración axial.
• Longitud del BHA.
• Viscosidad del Fluido.
Las vibraciones axiales se pueden reconocer por lo siguiente:
• WOB Errático, la amplitud se incrementa con la severidad de la vibración.
• Vibración y sacudimiento en superficie.(obvio)
• Durante los rebotes de la broca, variaciones en la presión cuando la broca gana y pierde contacto con el fondo.
Una vez identificado el problema, la acción correctiva puede ser:
• Bajar lenta y pausadamente la broca hacia el fondo.
• Reducir el WOB, ajustando las RPM.
• Usar brocas PDC, y shock subs.
El WOB debe ajustarse en primer lugar, pero esto depende del tipo de formación.
En una formación blanda como en arenisca, aumentar el WOB aunque sea en cantidad mínima, incrementará la amplitud y la frecuencia de la vibración axial. Incrementar las RPM tendrá el efecto de reducir la severidad de la vibración torsional, la cual puede ocurrir al tiempo con la axial. Esto sería efectivo si es la vibración torsional la que induce principalmente la vibración axial, muy notablemente en litologías duras.

Comparando con las brocas tricónicas el uso de brocas PDC reduce la inducción de la vibración axial, pero no es tan efectivo como el uso de un shock-sub, el cual debe ser instalado directamente encima de la broca, o del motor de fondo, si lo hay.

domingo, 14 de junio de 2020

Pesca – Vibración Axial Parte 2

Entre los problemas están :
• Brocas que fallan o se desgastan rápidamente, fallas mecánicas en el BHA.
• Reducción en ROP
• Se inducen otros modos de vibración por impacto.
Las vibraciones Axiales son más comunes en: -
• En regiones de perforación dura
• En pozos verticales donde es más fácil la propagación de energía por la sarta.
• Cuando se perfora con brocas tricónicas, pues tienen partes móviles y menor área de contacto.
Es común que exista algún grado de vibración axial, pero puede ser un problema en un ambiente de perforación difícil como cuando hay vibración torsional.


sábado, 13 de junio de 2020

Pesca – Vibración Axial Parte 1

La vibración axial aparece durante la perforación en dos formas:
• Vibración Vertical cuando la broca está en contacto con la formación.
• Rebotes de la broca contra el fondo del pozo.
Así como las vibraciones torsionales, las vibraciones axiales se presentan durante todas las fases de la perforación. La fase de vibración axial en la sarta se produce por el impacto inicial de la broca con la formación en el fondo. La amplitud de estas vibraciones iniciales
generalmente desciende hasta un valor mínimo constante a no ser que sea interrumpido por rebote de la broca o alguna otra vibración. El rebote inicial de la broca se inicia al llegar al fondo con una velocidad excesiva. Esta amplitud puede ser reducida simplemente bajando la sarta a una velocidad menor.
También puede ocurrir a consecuencia de un cambio en litología ( lo cual puede elevar el impulso sobre la broca), o por un desgaste excesivo o desigual sobre la broca, o por vibración torsional y lateral.

Los incrementos en vibración axial comúnmente están acompañados de “stick-slip”, cambios repentinos en el WOB y en las RPM. Generalmente,
entre más dura sea la formación, más alta será la frecuencia de vibración axial de la broca. Los impulsos enviados a través de la sarta generarán mayores amplitudes de energía de vibración axial.

viernes, 12 de junio de 2020

Pesca – Vibración Torsional Parte 2

Las vibraciones torsionales frecuentemente están presentes en algún grado, pero aún más en
los siguientes casos:
• Zonas donde es dura la perforación.
• Litologías duras y abrasivas.
• Pozos de ángulo alto o desviados.
Entre los factores que contribuyen están:
• Tipo de broca – las brocas PDC generan altos niveles de fricción para que se inicie la fase “stick”.
• Angulo de hueco – Las oscilaciones son más pronunciadas en pozos con alto ángulo.
• Peso y estabilidad del BHA – Controla el modo torsional de la sarta.
• Lubricidad del lodo – Mayor lubricidad reducirá la fricción, más difícil de “stick” redunda en más fácil de “slip”.
Una vez que se ha identificado que existe vibración torsional a través de análisis torsional en alta frecuencia, o por medio de herramientas de fondo, se aplican algunas de las siguientes acciones remediales :
• Incrementar rata de perforación, sea en superficie o en fondo (motor o turbina), hasta que se erradique la situación.
• Reducir el WOB.
Existe una velocidad crítica de rotación, en la broca, por encima de la cual la vibración torsional es mínima. Cuando se perfora con brocas PDC, esta velocidad crítica está en el rango de 150 a 220 RPM. Una velocidad muy difícil de alcanzar sin el uso de motores o turbinas de fondo.

Se recomienda intentar reducir la amplitud y la frecuencia de las oscilaciones torsionales en el “stick-slip”, primero incrementando las RPM ya que la reducción del WOB implicaría una disminución en la ROP. Ambos métodos han mostrado ser igualmente efectivos, y puede ser
necesario ajustar ambos parámetros en una situación grave.

jueves, 11 de junio de 2020

Pesca – Vibración Torsional Parte 1

La vibración torsional ocurre cuando se disminuye o se detiene la rotación en el fondo a causa de que la fricción de resistencia supera el torque aplicado.
El efecto principal, según puede verse en superficie, es una variación opuesta de las lecturas del torque y la rotación; en otras palabras, alto torque = baja rotación, bajo Torque = alta rotación. El significado de esta interrelación es el alternamiento de aceleración y deceleración del BHA y de la broca, con el torcimiento de la sección más flexible de la tubería de perforación.

La forma más severa de esta clase de vibración produce un efecto de “stick slip” en el BHA y en la broca. Esto significa que la broca se
detiene completamente hasta que la fuerza de torsión suministrada en superficie se acumula en la sarta de perforación supera la resistencia y la fricción y puede hacer que giren la broca y el BHA. La broca gira entonces a una velocidad muy superior a la que puede verse en superficie antes de volver a girar a la velocidad normal a medida que se disipa la energía acumulada en la sarta.

Es inevitable que haya algún grado de vibración torsional cuando la sarta comienza a rotar. Cuando se está bajando el ensamblaje al fondo
El sistema de rotación, sea por Kelly o por Top Drive, genera una onda torsional que se propaga hasta la broca. Dependiendo del tiempo en que la broca toma en llegar a fondo, la distorsión torsional se reflejará desde la broca hacia arriba, la cual está siendo sometida a una
aceleración estable. Estos reflejos de la distorsión torsional crean pulsos de torque a lo largo de toda la sarta. Una vez la broca hace contacto con el fondo, la velocidad rotacional de la sarta disminuye y entonces un pulso de torque mucho más severo viaja hasta superficie, donde se puede ver un descenso en las RPM.
• Entre los problemas se destacan los siguientes:
• Daño o falla por fatiga de los elementos de corte de la broca debido a la carga variable sobre los cortadores y a las RPM variables.
• Rata de penetración reducida.
• Fatiga en las conexiones y falla prematura en la sarta, en el BHA y en las herramientas de fondo.
• Escapes y falla por cizallamiento en la tubería.
• Viajes de pesca y el reemplazo de partes de la sarta.
• Este efecto se genera fácilmente con brocas PDC, debido a que no tienen partes móviles (conos ni rodamientos)
• Incremento en los costos!.

miércoles, 10 de junio de 2020

Pesca – Vibraciones en la sarta de Perforación

Está ampliamente aceptado que las vibraciones de la sarta de perforación en el pozo pueden ocasionar desgaste prematuro y hasta fallas en la tubería y en la broca. Recientemente este concepto ha sido extendido para que abarque la relación entre ciertos tipos de vibración y ciertos tipos específicos de falla en equipo de fondo.

La detección de la vibración ha demostrado que esta está siempre presente hasta cierto punto, pero puede ser especialmente dañina en situaciones difíciles de perforación (formaciones duras , pozos con cambio severo de ángulo) y esta es una de las causas principales de falla en la broca y la sarta de perforación.

Se reconocen tres tipos principales de vibración en la sarta de perforación:

  • Vibración Torsional Rotación variable en la tubería, torque y RPM.
  • Vibración Axial Hacia arriba y hacia abajo, rebotes de la broca.
  • Vibración Lateral Rotación descentrada, vibración lado a lado.

martes, 9 de junio de 2020

Pesca – Equipo de pesca. - Juntas de seguridad (Safety Joints) y Bumper Subs

Las juntas de seguridad son juntas con rosca de paso ancho que se instalan en algún punto predeterminado en un ensamblaje de pesca (generalmente directamente encima de la herramienta de pesca ) En el caso que un pescado no se pueda sacar y que la herramienta de pesca quede sujeta a él , la junta de seguridad puede ser soltada fácilmente al rotar la sarta en sentido antihorario. Hay que recordar que ahora el pescado incluye el pescado anterior más la herramienta de pesca y la junta de seguridad.

Los Bumper Subs son juntas de expansión encima del ensamblaje de pesca. Si el pescado está pegado, el bumper-sub transmite un golpe seco hacia arriba o hacia abajo para soltar la herramienta de pesca y el pescado. También se puede usar cuando se perfora en formaciones
con posibilidad de derrumbe o pega con el fin de poder liberar la sarta en caso de necesidad.

lunes, 8 de junio de 2020

Pesca – Equipo de pesca. - Martillos (Jars) y Aceleradores

De igual forma que cuando se está perforando, los martillos de pesca se usan para proporcionar golpes fuertes contra la tubería pegada u otro pescado sujeto a un overshot con el fin de liberarlo. En un ensamblaje de pesca, el martillo va directamente sobre la herramienta de pesca.

El martillo acelerador puede ubicarse encima del martillo en una sarta de pega para intensificar el golpe. El movimiento hacia arriba comprime una carga o fluido o gas y cuando se mueve el martillo la expansión del fluido o gas en el acelerador amplifica el efecto del golpe.

domingo, 7 de junio de 2020

Pesca – Equipo de pesca. - Indicador de punto libre (Free-Point Indicator)

Si la sarta se pega cuando se está sacando tubería, el punto libre ( la cantidad de tubería encima del punto de la pega) se determina con el indicador de punto libre.
El indicador de punto libre se baja al pozo con el cable de registros. Cuando se gira y se tensiona la sarta, los campos electromagnéticos de la tubería libre y la tubería pegada , que son diferentes son registrados por el indicador con un dispositivo en la superficie.

Por medio del back-off ( desenrosque de la tubería), se puede sacar la parte de la sarta que esté libre. La parte que esté pegada, el pescado, que ha quedado en el hueco puede ser lavada o recuperada usando alguna de las varias herramientas de pesca.

sábado, 6 de junio de 2020

Pesca – Equipo de pesca. - Washover Pipe


El Washover pipe es un tubo de diámetro amplio que tiene por objeto ser rotado alrededor de la tubería pegada. El Washover pipe limpia el anular de cortes y de sólidos del lodo con el fin de liberar la tubería pegada antes de la pesca.

viernes, 5 de junio de 2020

Pesca – Equipo de pesca. - Spears


Un Spear es una herramienta para sujeción interna usada para recuperar tubería en el pozo, cuando no hay suficiente espacio anular para sujetar el pescado con overshot (por ejemplo, revestimiento o drillcollars de diámetro grande caídos en huecos estrechos).
El Spear se conecta al extremo inferior de la sarta y se baja hasta dentro del pescado. Cuando se aplica torque y / o peso a la sarta, las uñas se expanden para sujetar firmemente la tubería por dentro. Entonces se puede sacar la herramienta y la tubería hacia la superficie.
Hay Spear para cable de registros, se usa para pescar cable que se haya roto y quedado dentro del pozo. Tiene uñas que se usan para sujetar el cable.

miércoles, 3 de junio de 2020

Pesca – Equipo de pesca. - Overshots

Un overshot es una herramienta para sujeción externa usada para recuperar tubería en el pozo, cuando hay suficiente espacio anular para sujetar el pescado.

El overshot se instala en el extremo inferior de la tubería y se baja al pozo hasta encima del pescado. Un dispositivo de fricción dentro del overshot, usualmente una canasta o una grapa en espiral sujeta firmemente la tubería para así llevarla a superficie.

martes, 2 de junio de 2020

Pesca – Equipo de pesca. - Herramientas para moler (Milling Tools)

Un moledor (mill) es una herramienta de fondo con superficies extremadamente resistentes, cortantes y duras para moler y cortar metal. Si se ha dañado el tope de un pescado, esta superficie puede ser pulida o reparada con un moledor de estos (puliendo las irregularidades) Esto asegura que la herramienta de pesca adecuada pueda asegurarse firmemente al pescado.

Las herramientas para moler también se utilizan para moler pescados que estén pegados y no puedan ser pescados por métodos convencionales. Un moledor de chatarra (junk mill) es un tipo específico de moledor utilizado para moler objetos grandes dentro del pozo.

lunes, 1 de junio de 2020

Pesca – Equipo de pesca. - Bloque de Impresión

Un bloque de impresión es un bloque de plomo u otro material relativamente blando que se usa para determinar la condición de un pescado que está en el pozo.
Se baja al pozo en el extremo inferior de la sarta y después de circular para limpiar el fondo se le imprime peso sobre el pescado en forma que quede impresa una imagen del tope del pescado. Se recupera el bloque, y se examina la impresión.

Dicha impresión es una imagen que indica la posición del pescado en el hueco (si está centrado o recostado en la pared) y así se determina la herramienta a emplear para la pesca.

domingo, 31 de mayo de 2020

Pesca – Equipo de pesca. - Imán de pesca (Fishing Magnet)

Está diseñado para recuperar chatarra metálica. Pueden ser de imán permanente o corrido con el cable de registros. Tienen conductos por entre los que circula el lodo, y faldas para evitar que la chatarra golpee la pared del pozo al ir saliendo.

Obviamente para pescar pequeños trozos de chatarra esto es lo más adecuado, en cambio tubería y herramientas pesadas requieren diferentes procedimientos.

sábado, 30 de mayo de 2020

Pesca – Equipo de pesca. - Canasta para chatarra (Junk Basket)

La chatarra en el pozo puede ser recuperada usando alguna de las siguientes herramientas:

Una canasta para chatarra se posiciona inmediatamente encima de la broca para que recoja la chatarra que pueda dañar la broca. Para que recoja la chatarra que está en el fondo del hueco, se baja la broca hasta casi el fondo, luego se conectan las bombas de lodo para que el flujo levante la chatarra, y por último, se detienen las bombas para que la chatarra caiga dentro de la canasta. Este procedimiento se repite varias veces y luego, al sacar la sarta, se determina si toda la chatarra se ha pescado.

La canasta para chatarra de circulación inversa, también se ubica sobre la broca, usa la circulación inversa para crear un vacío en forma que la chatarra vaya hacia el fondo del hueco y luego sea succionada dentro de la canasta.

Una canasta del tipo de dedos usa unos ganchos en forma de dedos que se mueven accionados por el peso al que se somete la herramienta y atrapan la chatarra dentro de la canasta.
Una canasta del tipo de núcleo, es un dispositivo que corta un núcleo alrededor del pescado. Tiene dos conjuntos de ganchos, uno para cortar el núcleo y otro para que lo sostenga mientras se saca la tubería.

viernes, 29 de mayo de 2020

Pesca – Causas e indicaciones Parte 2

Puede haber varias causas para que ocurra un pescado:

Falla en la tubería

 La fatiga del metal puede causar que la tubería, los drillcollars o el revestimiento se tuerza y / o se rompa. Toda la tubería y herramientas debajo de la rotura deben ser pescada antes de poder proseguir con la perforación. El sitio donde ha fallado la tubería puede identificarse por la baja súbita en el peso de la sarta y en la presión de bombeo.

Pega de tubería

 La tubería, los drillcollars, o el revestimiento que se hayan pegado pueden fallar en forma imprevista debido a sobre tensión durante los intentos para liberar la pega. En otros casos, puede ser necesario soltar o romper la tubería para liberarla. Todo el equipo y tubería debajo del punto de rotura deberá ser pescado para poder continuar con la perforación.

Falla de la broca

Una falla mecánica de la broca puede ocasionar que se caigan conos, dientes o rodamientos y caigan dentro del pozo. Esto puede ser identificado por la inhabilidad para perforar.


Chatarra en el Hueco

 Chatarra como herramientas (llaves, tuercas y tornillos) y otros objetos relativamente pequeños (como los elementos de disparo del
corazonamiento de pared) que puedan caer dentro del pozo deben ser pescados antes de poder seguir perforando. Algunas veces, si la chatarra
es poca, puede ser molida por la broca, aunque si puede dañar la broca debe ser sacada fuera del pozo.

Cable de registros roto

Si se somete a cargas excesivas, puede romperse el cable de registros, con la pérdida consecuente de herramientas y cable, lo cual debe ser removido del pozo antes de poder continuar registrando o continuar con cualquier otra operación de perforación.

miércoles, 27 de mayo de 2020

Pesca – Causas e indicaciones Parte 1

Un pescado es un objeto indeseable en el pozo, el cual debe ser recuperado, apartado, eliminado o molido antes de proseguir con la perforación.
El proceso de recuperación de un pescado del pozo se llama pesca.
Es una operación muy importante que requiere equipo especial dentro de la sarta de perforación para ser bajado dentro del hueco para que atrape y saque al pescado. Si el pescado no puede ser recuperado, será necesario cementar y desviar el pozo.

martes, 26 de mayo de 2020

Empaquetamiento(Pack-off) o puenteo (bridge) El empaquetamiento - Martillo Acelerador Parte 2

Comúnmente existen tres recursos disponibles:

  • Usar ensamblajes de lavado (washover) para “perforar” alrededor de la tubería pegada y después pescar con ensamblaje de pesca la tubería liberada. (consulte la siguiente sección de Pesca)
  • Usar brocas de moler para eliminar físicamente la parte de sarta pegada en el fondo.
  • Taponar con cemento y desviar el pozo a un lado de la tubería pegada.

lunes, 25 de mayo de 2020

Empaquetamiento(Pack-off) o puenteo (bridge) El empaquetamiento - Martillo Acelerador Parte 1

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.
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.

domingo, 24 de mayo de 2020

Empaquetamiento(Pack-off) o puenteo (bridge) El empaquetamiento - 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 pretensión característica del martillo y además no tiene demora de tiempo una vez que el mecanismo ha sido montado.

viernes, 22 de mayo de 2020

Empaquetamiento(Pack-off) o puenteo (bridge) El empaquetamiento - Martillos Hidráulicos


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.

jueves, 21 de mayo de 2020

Empaquetamiento(Pack-off) o puenteo (bridge) El empaquetamiento - Martillos para perforación rotaria (Rotary Drilling Jars)

Si se ha pegado la sarta y no se ha podido liberar trabajando normalmente la tubería (moviéndola hacia arriba y hacia abajo), o bien halando la sarta sin exceder su límite de resistencia, entonces se usan los martillos para perforación rotatoria.

Estos están diseñados para proporcionar impactos muy altos a la sarta de perforación en sentido vertical, hacia arriba o hacia abajo. La dirección para la cual se active el martillo depende del movimiento que estaba realizando la tubería cuando se pegó. Un golpe hacia arriba del martillo se hace necesario si la tubería se movía hacia abajo. La mayoría de pegas ocurre cuando se está sacando la tubería, o cuando está estacionaria. Por lo tanto lo más usual es el golpe del martillo hacia abajo.

Para liberar la tubería, el martillo debe estar por encima de la pega, por lo tanto se ubica al martillo en la parte superior del ensamblaje de fondo, donde los estabilizadores y otras herramientas son más susceptibles de ocasionar una pega.

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.