Monografia (Equipos de Perforacion Petrolera) 04 de Julio2022 Imprimir
April 13, 2023 | Author: Anonymous | Category: N/A
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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEO
EQUIPOS DE PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS
EXAMEN DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA DE GAS Y PETRÓLEO
POSTULANTE: RUTH RAMOS MACHADO
COCHABAMBA – BOLIVIA BOLIVIA 2022
I
AGRADECIMIENTOS
Primeramente, agradezco a DIOS por permitirme llegar hasta estas instancias y sobre todo por la fortaleza que medio para seguir adelante durante el transcurso de la carrera.
A la Universidad de Aquino Bolivia por la educación que nos brindaron a mi persona y a todos los estudiantes, para su formación académica.
A los Docentes por su importante enseñanza, ayuda en conocimientos y valiosa orientación en la elaboración del documento.
II
DEDICATORIA A DIOS, al creador de todas las cosas, el que me ha dado fortaleza y perseverancia para seguir adelante y por este gran sueño anhelado. Por ello con toda la humildad, dedico primeramente mi trabajo a Dios.
A MI MADRE, SERAFINA MACHADO PILLCO Por brindarme su amor, paciencia, apoyo incondicional durante toda esta etapa de mi vida y quien me enseñó a persistir en la vida sin importar todos obstáculos que se puedan presentar.
A MI PADRE, BENEDICTO RAMOS JALA Por brindarme sus consejos de aliento para perseguir pers eguir mis sueños profesionalmente.
A MI HERMANO, ENELSON RAMOS MACHADO Por el apoyo y sobre todo por las charlas motivacionales que me brindo.
A MIS AMIGOS, que conocí durante el transcurso de la carrera o fuera de ello, gracias por los consejos, y apoyo anímico que me brindaron.
III
RESUMEN EJECUTIVO La perforación en la industria petrolera es indispensable para la certeza de la existencia de hidrocarburos, por lo que un equipo de perforación es indispensable y por ello realizamos un bosquejo de información para el comienzo del desarrolló de toda la parte teórica enf enfocado ocado acerca de la descripción de ello. No obstante, se estableció una investigación más profunda enfocado en focado más en la parte de la sarta de perforación ya que es tema primordial para el marco aplicativo y donde conceptualmente indica que es un conjunto de herramientas y tubulares unidos, la cual se diseña tomando en cuenta varios aspectos, condiciones mecánicas, profundidad y otros para el diseño. Ya finalizando el trabajo se presenta el marco práctico en el que se aplicó la información teórica donde se identificaron las características del pozo HCY-2 ubicado en el departamento de Chuquisaca, con el objetivo de mostrar con datos reales la metodología que se emplea para el diseño de una sarta de perforación que se procederá a trabajar con los distintos distintos cálculos y como primer punto se procedió a desarrollar las características del pozo como del campo para que adicionalmente a ello se proceda a desarrollar los cálculos del ensamblaje de fondo tomando en cuenta cada uno de los componentes que lo conforman como ser el DC, WH y TP en el que fueron f ueron calculados para el tramo 24”. Finalmente culminamos las conclusiones del documento respecto resp ecto al cumplimiento de cada objetivo específico que se planteó, así también se realizaron las respectivas resp ectivas recomendaciones a ser tomadas en cuenta.
IV
ÍNDICE 1)
CAPÍTULO I. INTRODUCCIÓN ................................................. ...................................................................................... ..................................... 1
1.1.
ANTECEDENTES ............................................................................................................. 2
2)
CAPITULO II. DESARROLLO DESARRO LLO DE CONCEPTOS ................................................ .......................................................... .......... 3
2.1
TIPOS DE PLATAFORMAS DE PERFORACIÓN ROTATIVAS .................................. 3
2.1.1 Torre de perforación costa afuera (offshore) ......................................................................... 3 2.1.1.2 Plataformas fijas.............................................................................................................. 4 2.1.1.3 Plataforma auto elevable (jackup) .................................................................................. 4 2.1.1.4 Plataforma de perforación semi sumergible ................................................................... 5 2.1.1.5 Buques de perforación. ................................................................................................... 6 2.1.1.6 Barcos de perforación (drillship) .................................................................................... 6 2.1.2 Torres de perforación en tierra (onshore) ........................................................................... 7 2.1.2.2 Taladros de mástil portable o auto transportable ................................................................ 8 2.2
DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN .................. 10
2.3
SISTEMA POTENCIA ......................................................... ..................................................................................................... ............................................ 10
2.3.1 Generación de la potencia primaria .................................................................................. 10 2.3.2 Transmisión de potencia ................................................................................................... 11 2.3.2.1 Transmisión eléctrica. ....................................................................................................... 12 2.3.2.2 Transmisión Mecánica. ..................................................................................................... 13 2.3.2.3 Transmisión Hidráulica..................................................................................................... ........................................................ ............................................ 13 2.3.3 Sistema de Potencia AC a DC. ......................................................................................... 13 2.3.4 Sistema de potencia DC a AC. .......................................................................................... ....................................................... ................................... 14 2.3.5 Sistemas de Transmisión Mecánica de Potencia. ............................................................. 14 2.4
SISTEMA DE IZAJE ....................................................................................................... 14
2.4.1 Estructura de soporte......................................................................................................... 16
V 2.4.1.1 Subestructura................................................................................................................. 16 2.4.1.2 Piso del equipo de perforación. ..................................................................................... .................................................. ................................... 16 2.4.1.3 Torre o mástil de perfora perforación. ción..................................................... ....................................................................................... ................................... 17 2.4.2 Equipos para el izaje ......................................................................................................... 18 2.4.2.2 Bloque corona. .............................................................................................................. 19 2.4.2.3 Bloque viajero (travelling block). ................................................................................. 20 2.4.2.4 Gancho. ......................................................................................................................... 21 2.4.2.5 Elevador. ....................................................................................................................... 22 2.4.2.6 Cable o drilling line. ..................................................................................................... 22 2.5
SISTEMA CIRCULACIÓN ............................................................................................. 24
2.5.1 Componentes del sistema de circulación .......................................................................... 24 2.5.1.2 Tanques o presas de succión ......................................................................................... 26 2.5.1.3 Línea de succión ........................................................................................................... 26 2.5.1.4 Bombas de lodo............................................................................................................. 27 2.5.1.5 Línea de descarga de la bomba ..................................................................................... 29 2.6
SISTEMA DE ROTACIÓN ............................................................................................. 31
2.5.1 Ensamblaje de mesa de rotación (Rotary table) ................................................................ ........................................................ ........ 32 2.5.2 Sistema de perforación perfor ación con top drive ................................................................................ ....................................................... ......................... 33 2.5.3 Motores de fondo (mud motors) ....................................................................................... 35 2.5.4 Componentes del sistema s istema de rotación ............................................................................... ...................................................... ......................... 35 2.7
SISTEMA DE PREVENCIÓN DE REVENTONES (BOP) ............................................ 38
2.6.1 Preventor anular. ............................................................................................................... 38 2.6.2 Preventor de ariete ............................................................................................................ 39 2.8
SARTA DE PERFORACIÓN .......................................................................................... 40
2.8.1 Funciones de la sarta de perforación son: ......................................................................... 40
VI 2.8.2 Componentes de la sarta de perforación. .......................................................................... 41 2.8.2.3 Drill collar. ...................................................... ............................................................................................................ .............................................................. ........ 46 2.8
PERSONAL DENTRO DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN ......................................... 57
2.9.1 Representante de la compañía (Company (Compan y man) ........................................................ ................................................................ ........ 57 2.9.2 Superintendente / Técnico................................................................................................. 57 2.9.3 Cuadrilla de perforación ................................................................................................... 58 2.9.4 Cuadrilla de Mantenimiento ............................................................................................. 59 3
CAPÍTULO III APLICACIÓN AP LICACIÓN PRÁCTICA ..................................................... .................................................................... ............... 60
3.1
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ 60
3.2
OBJETIVO GENERAL ...................................................................................................... ................................................ ...................................................... 61
3.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS................................ ESPECÍFICOS....................................................................................... ............................................................... ........ 61 3.4
UBICACIÓN DEL POZO HCY 2 ................................................. .................................................................................... ................................... 61
3.4.1 Información básica del pozo ................................................................................................ 61 3.4.2 Secuencia estratigráfica .................................................................................................... 62 3.5
Datos Técnicos del Pozo ................................................................................................... 64
3.6
Desarrollo de cálculos ....................................................................................................... ................................................. ...................................................... 65
4
CAPÍTULO IV CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................... 73
4.2 4.1
CONCLUSIONES ............................................................................................................ 73 RECOMENDACIONES ....................................................... ................................................................................................... ............................................ 73
VII
ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1: Clasificación de equipos equ ipos ................................................................................................ .................................................. .............................................. 9 Tabla 2.2: Clasificación y construcción constru cción ..................................................... ........................................................................................ ................................... 23 Tabla 2.3: Bomba dúplex y triplex ............................................................................................... 29 Tabla 2.4: Clasificación de la TP por longitud en el siguiente rango API: .................................. 42 Tabla 2.5: Grados más comunes en la tubería de perforación ...................................................... 43 Tabla 2.6: Clasificación de la TP por usabilidad .......................................................................... 44 Tabla 3.1: Información del d el pozo ................................................................................................... ....................................................... ............................................ 61 Tabla 3.2: Características de los tramos ....................................................................................... 64 Tabla 3.3: Datos de la primera etapa conductora .......................................................................... 65 Tabla 3.4: Datos de la segunda s egunda etapa superficial ................................................. .......................................................................... ......................... 65 Tabla 3.5: Resumen de longitud y cantidades de ttuberías uberías para la 2da etapa ................................ 72
ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1: Tipos de plataforma..................................................................................................... ....................................................... .............................................. 3 Figura 2.2: Barcazas............................ Barcazas.................................................................................. ........................................................................................... ..................................... 4 Figura 2.3: Plataforma auto elevable ........................................................ ............................................................................................. ..................................... 5 Figura 2.4: Plataforma semi sumergible ................................................... ........................................................................................ ..................................... 6 Figura 2.5: Barcos de perforación.................................................... .................................................................................................. .............................................. 7 Figura 2.6: Mástil con viga voladiza.............................. voladiza.................................................................................... ................................................................ .......... 8 Figura 2.7: Mástil portable....................................................... ............................................................................................................. ...................................................... 8 Figura 2.8: Resumen de las instalaciones ...................................................................................... ................................................. ..................................... 9 Figura 2.9: Sistema de potencia ....................................................... ................................................................................................... ............................................ 10 Figura 2.10: Transmisión de potencia....................................................... .......................................................................................... ................................... 12 Figura 2.11: Sistema de izaje ................................................. ....................................................................................................... ...................................................... 15 Figura 2.12: Sub estructura .................................................... .......................................................................................................... ...................................................... 16 Figura 2.13: Piso del equipo de perforación ................................................................................ ....................................................... ......................... 17 Figura 2.14: M Mástil ástil de perforación.................................................................... perforación.............. ................................................................................. ........................... 18 Figura 2.15: Malacate .......................................................................................................... .................................................... .............................................................. ........ 18
VIII Figura 2.16: Componentes del malacate ...................................................................................... ................................................... ................................... 19 Figura 2.17: Bloque corona.................................................... .......................................................................................................... ...................................................... 20 Figura 2.18: Poleas...................................... Poleas.............................................................................................. ................................................................................. ......................... 20 Figura 2.19: Bloque viajero ......................................................................................................... ................................................... ...................................................... 21 Figura 2.20: Gancho.................................... Gancho............................................................................................ ................................................................................. ......................... 22 Figura 2.21: Cable de perforación ................................................... ............................................................................................... ............................................ 23 Figura 2.22: Cable de perforación ................................................... ............................................................................................... ............................................ 24 Figura 2.23: Sistema de circulación............................................................................................. ................................................. ............................................ 25 Figura 2.24: Tanque o presas de succión ..................................................................................... .................................................. ................................... 26 Figura 2.25: Bomba dúplex................................. dúplex........................................................................................... ......................................................................... ............... 28 Figura 2.26: Bomba triplex .................................................... .......................................................................................................... ...................................................... 28 Figura 2.27: Tanques o presas de asentamiento........................................................................... 31 Figura 2.28: Sistema de rotación ..................................................... ................................................................................................. ............................................ 31 Figura 2.29: Ensamblaje de mesa rotaria .................................................. ..................................................................................... ................................... 33 Figura 2.30: Top drive ................................................... ......................................................................................................... .............................................................. ........ 34 Figura 2.31: Motores de fondo...................................................................................... fondo..................................................................................................... ............... 35 Figura 2.32: Uni Unión ón giratoria ........................................................................................................ .................................................. ...................................................... 36 Figura 2.33: Barra cuadrante....................... cuadrante............................................................................... ................................................................................. ......................... 37 Figura 2.34: Mesa rotaria ......................................................... ............................................................................................................. .................................................... 38 Figura 2.35: Preventor anular ...................................................................................................... ................................................ ...................................................... 39 Figura 2.36: Ensamblaje de fondo ............................................................................................... ................................................... ............................................ 41
Figura 2.37: Identificación de una TP.................................... TP.......................................................................................... ...................................................... 43 Figura 2.38: Clasificación de tuberías ...................................................... ......................................................................................... ................................... 45
Figura 2.39: Drill collar ................................................. ....................................................................................................... .............................................................. ........ 46 Figura 2.40: Configuración de ensamblaje de fondo .................................................... ................................................................... ............... 49 Figura 2.41: Principio de Arquímedes ...................................................... ......................................................................................... ................................... 51 Figura 3.1: Estratigrafía ....................................................................................................... ................................................. .............................................................. ........ 62 Figura 3.2: Diseño de la cañería .................................................................................................. ............................................................................................ ...... 63 Figura 3.3: Secuencia de tubería ...................................................... .................................................................................................. ............................................ 64 Figura 4.1 Ubicación del pozo ..................................................................................................... ......................................................... ............................................ 77 Figura 4.2: Tablas de la tuberia Drill collar ................................................................................. ........................................................ ......................... 77
IX Figura 4.3: Tablas de heavy weigth ................................................. ............................................................................................. ............................................ 78 Figura 4.4: Catalogo de tenaris de la tuberia de perforación ....................................................... ............................................... ........ 79
1
CAPÍ PÍTULO TULO I. INTRODUCCIÓN 1) CA Actualmente el petróleo es la fuente de energía más demandada por lo que la búsqueda hacia ella abarca distintas operaciones, ya que es un recurso natural no renovable. El petróleo líquido puede presentarse asociado a capas de gas natural, en yacimientos que han estado enterrados durante millones de años, cubiertos por los estratos superiores de la corteza terrestre. La perforación, es una actividad que demanda tiempo y dinero. Puesto que un equipo de perforación sólo se instala instal a y comienza a perforar perfo rar cuando hay ha y un estudio previo y han acordado la locación adecuada para la búsqueda de hidrocarburos en el subsuelo, Por lo que, es la única forma de saber realmente la existencia de una reserva mediante un agujero que esta va conectando el yacimiento hasta superficie para finalmente comercializarlo en ese sentido los equipos de perforación tiene un papel significativo en este tema. Bajo esta perspectiva, un equipo de perforación se encuentra integrado por cinco sistemas que a su vez cada una de ellas están formados de varios componentes, es decir que encontramos al sistema de potencia la cual es la encargada de generar y transmitir energía a los componentes necesarios tal es el caso del levantamiento de cargas, entre otros, y que de igual manera perteneciente a estos sistemas de perforación, para luego de ello contar con el sistema de rotación en el cual implica toda la sarta de perforación en el que le damos un mayor enfoque donde este consiste en perforar un hoyo mediante la aaplicación plicación de movimiento rotatorio y una fuerza de empuje a un elemento de corte denominado barrena que cumple la función de triturar las rocas convirtiéndola en detritos (recortes), en ello entra el sistema circulación de un fluido en el cual es inyectando por el interior de los tubos y regresa por el espacio anular, posteriormente en superficie son separados del fluido con el uso equipos de control de sólidos y finalmente el sistema de prevención de reventones, un sistema bastante fundamental para la seguridad de las instalaciones instalaciones y el personal respectivo, su función principal es permitir permitir detener un reventón, el cual si no se maneja apropiadamente se convierte en un reventón llegando a ser una catástrofe. Es de esta manera que el uso de estos sistemas es indispensable para la realización de una perforación exitosa.
2
1.1. ANTECEDENTES La primera técnica en ser utilizada para perforar los pozos po zos fue la perforación a percusión, constituido por una herramienta puntiaguda. Se enroscaban barras de acero para darle peso, rigidez y estabilidad. Las herramientas se hacían subir cierta distancia para luego dejarlas caer repetidas veces sobre la roca. Para extraer el ripio se sacaba la sarta de perforación, se agregaba agua y se introducía una cuchara, este método de perforación no tenía forma de control de presiones. Con todo ello el primer pozo perforado en América fue por Edwin Drake en Pensilvania en el año de 1859, donde fue el primer pozo petrolero en EE.UU. donde usó la técnica de percusión. La perforación evoluciona hacia otros senderos y surge una nueva tecnología en el método de perforación llamado perforación rotatoria. La perforación rotatoria inventada por el Ingenieros de Minas y de Petróleos el Capitán Anthony F. Lucas. El nuevo método de perforar trajo innovaciones que difieren radicalmente del sistema de perforación por cable, que por tantos años había servido a la industria. La innovación más importante está referida al sistema que levanta toda la sarta de tubería de perforación, el sistema de circulación, (llamado también lodo de perforación) y a los elementos componentes de la sarta de perforación. El sistema de perforación rotatoria a pesar de las innovaciones tecnológicas en sus componentes y a las nuevas técnicas de perforación, su principio básico es el mismo. Donde se pueden mencionar además de la perforación rotatoria convencional, la rotación en el tope (top drive), la turbo perforación, uso de motores de fondo y muy recientemente la perforación con tubería continua. ( Historia Historia y Evolución En La Perforación y Técnicas de d e Perforación de Pozos de Petróleo En Venezuela // Reflexión — Steemit Steemit , n.d.)
3
2) CAPITULO II. DESARROLLO DE CONCEPTOS 2.1 TIPOS DE PLATAFORMAS DE PERFORACIÓN ROTATIVAS Una plataforma de perforación es una estructura de acero con otros componentes, Adicionalmente en el esquema siguiente se observa un resumen de los diferentes tipos de equipos de perforación rotativos tanto en tierra como en costa afuera, no obstante, posteriormente serán descritos una por una.
Figura 2.1: Ti Tipos pos de plataforma
Fuente: Elaboración propia.
2.1.1 Torre de perforación costa afuera (offshore) Existen diferentes tipos de torre de perforación en mar adentro y su uso va dependiendo principalmente de la profundidad del agua en que se va a operar.
2.1.1.1 Barcazas Estos son pequeños buques de fondo plano, sólo se pueden usar en aguas poco profundas como en los deltas, pantanos, lagunas, y lagos hasta 20 pies. (Hawker, n.d.).
4
Figura 2.2: Barcazas
Fuente: (Schlumberguer, n.d.)
2.1.1.2 Plataformas fijas Las plataformas fijas son estructuras permanentes montadas especialmente es pecialmente cuando no se requiere movilidad. Típicamente cuando múltiples pozos han de ser perforados para desarrollar y entrar a producir un campo. Pueden ser s er de dos diseños, soportadas con pilotes o por po r gravedad. Una plataforma sostenida por pilotes consiste en una estructura de acero a cero así soportada por dichos pilotes clavados en el lecho del mar. Este tipo de plataforma es muy estable cuando hay mal clima, pero es muy poco móvil. Usualmente se construyen en secciones separadas que son remolcadas separadamente hasta el sitio y allí ensambladas. Las plataformas de tipo por gravedad son hechas en concreto, o acero, o en una combinación de ambos. Tienen una base modular, la cual provee de sitio para lastre y almacenamiento, y sobre esta base b ase van las columnas verticales que han de soportar la mesa de perforación. Normalmente son construidas completamente y luego remolcadas y lastradas en su posición definitiva. (Hawker, n.d.).
2.1.1.3 Plataforma auto elevable (jackup) Es una estructura de perforación movible con soportes tubulares o de mástil, cuando se encuentran posicionada encima del sitio de perforación, la parte inferior de los soportes descansa sobre el fondo de mar, una vez los soportes estén firmemente posicionados en el fondo se ajusta
5 y nivela la altura de la cubierta y el amazon, ese tipo de plataforma puede perforar en profundidades hasta 400 pies. (Schlumberguer, ( Schlumberguer, n.d.).
Figura 2.3: Plataforma auto elevable
Fuente: (Schlumberguer, n.d.)
2.1.1.4 Plataforma de perforación semi sumergible Es una unidad de perforación mar adentro flotante que tiene pontones y columnas que ayudan a inundar lo que hace que la unidad se sumerja en agua a una profundidad predeterminada. Es capaz de perforar en profundid profundidades ades de agua de 20 7000' 7000 ' o más. El esp espacio acio de oficina necesario, el espacio residencial limitado y el almacenamiento, etc. re ensamblado en la cubierta. Esta plataforma es autopropulsada o remolcada a un sitio de perforación. y anclado o colocado dinámicamente sobre el mar. Sin embargo, la plataforma en sí permanece estacionaria en la ubicación del pozo mediante una serie de anclajes. (Hossain & Al-Majed, 2015).
6
Figura 2.4: Plataforma Plataforma semi sumergible
Fuente: (Hawker, n.d.)
2.1.1.5 Buques de perforación. Son las que pueden perforar en aguas más profundas. Generalmente tienen su propio medio de propulsión y viajan fácilmente de una a otra localización. Son sumamente móviles, pero no n o tan estables como las plataformas semi-sumergibles, s emi-sumergibles, y por lo tanto no son s on aptos para perforar en aaguas guas mu muyy turbulentas. Un buque de perforación p erforación puede ser anclado, ancl ado, o su posición p osición mantenida mediante un control automático de posición parecido al de una plataforma semisumergible. Los buques de perforación tienen exactamente el mismo equipo que las plataformas semi sumergibles, con las BOPs conectadas sobre el lecho marino. Para compensar el movimiento del buque (al igual que en las plataformas semi-sumergibles). (Hawker, n.d.).
2.1.1.6 Barcos de perforación (drillship) Es una autopropulsada embarcación de perforación flotando mar adentro La vasija está construida de tal manera para que pueda perforar desde su base. El buque de perforación es capaz de perforar en profundidades de agua más de 10,000 pies. Sin embargo, no es tan estable como el semi sumergible.
7 Son particularmente útiles en áreas lejanas puesto que necesitan un apoyo limitado. Hay dos tipos básicos de barcos de perforación: se posiciona con anclajes y utiliza posicionamiento dinámico (Sistema de posicionamiento global GPS). (Hossain & Al-Majed, 2015).
Figura 2.5: Barcos de perforación
Fuente: (Schlumberguer, n.d.)
2.1.2 Torres de perforación en tierra (onshore) 2.1.2.1 Taladros de mástil con viga voladiza Este mástil es también llamado mástil tipo K, básicamente es una es una construcción robusta, la cual no necesita ser transportada por cables de retención, ensamblada en el suelo se lo usa para pozos profundos. El mástil es elevado con ayuda del malacate, su estabilidad y su rápida instalación hace que se convierta entre las preferidas. ( FINAL ( FINAL Mastil | PDF | Ascensor Asc ensor | Acero,, n.d.). Acero
8
Figura 2.6: Mástil con viga voladiza
Fuente: (Hawker, n.d.)
2.1.2.2 Taladros de mástil portable o auto transportable Llamada también mástil telescopio debido a que está compuesto por varias secciones que pueden extender y retraer, generalmente usados para pozos someros se lo levanta con gato hidráulico. Debido a su diseño compacto es típicamente usado en perforadoras montadas sobre camión o plataformas de servicio a pozos montadas sobre el soporte. ( FINAL ( FINAL Mastil | PDF | Ascensor | Acero, Acero, n.d.).
Figura 2.7: Mástil portable
Fuente: (Hossain & Al-Majed, 2015)
9
Figura 2.8: Resumen de las instalaciones
Fuente: (Lewandowski, 2015) En esta tabla se muestran la clasificación de los equipos de acuerdo a su altura.
Tabla 2.1: Clasificación de equipos Clasificación
Profundidad
Peso
Pies
Metros
Ligero
3.000-5.000
1.000-1.500
Medio
5.000-10.000
1.500-3.000
Pesado
10.000-16.000
3.000-5.000
ultra pesado
16.000-25.000
5.000-7.500
Fuente: ( Equipos Equipos de Perforacion y Sistemas, Sistemas , n.d.)
10
2.2
DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN Las operaciones que se lleven a cabo la perforación se requieren un equipo complejo y
altamente sofisticado, con cuyo propósito el de perforar satisfactoriamente, por lo que se requiere un estudio de los 5 sistemas de perforación.
2.3
SISTEMA POTENCIA Su función primordial es de generar y distribuir la potencia necesaria para operar a todo todoss
los otros sistemas del equipo de perforación y sus sistemas auxiliares la energía necesaria para operar. A pesar de los grandes avances habidos en los sistemas de generación y transmisión de potencia, la complejidad de las instalaciones de perforación y las condicionantes de su localización hace que siga conservándose la configuración en la que éste aspecto se subdivide en dos partes: (Herrera Herbert, 2020).
Figura 2.9: Sistema de potencia
Fuente: (Herrera Herbert, 2020)
2.3.1 Generación de la potencia primaria La que es requerida por la mayoría de los otros sistemas sis temas y componentes de la instalación de perforación.
11 La forma más común son grandes motores de combustión interna, generalmente diésel que generan la fuerza o energía requerida para la operación de todos los componentes de una instalación de perforación. La mayoría de los equipos de perforación necesitan más de un motor para que les suministre la energía necesaria. Los motores en su mayoría utilizan diésel, porque el diésel como combustible es más seguro de transportar y de almacenar a diferencia de otros combustibles tales como el gas natural o la gasolina. (Herrera Herbert, 2020)
2.3.2 Transmisión de potencia Generada a los distintos sistemas y consumidores de la instalación. Antiguamente en la mayoría de las instalaciones de perforación hacían el uso de la transmisión mecánica es decir la fuerza del motor se transmitía a los componentes a través de elementos mecánicos. En la actualidad hacen uso de motores diésel para generar energía eléctrica por medio de generadores eléctricos. Esta energía eléctrica es a su vez transmitida a los motores eléctricos y sistemas que accionan los diversos equipos como por ejemplo el malacate, bombas de lodo, mesa rotaria, etc. Catalogados grandes consumidores de potencia, así como a los equipos auxiliares, como la iluminación, preparación y acondicionamiento de lodos, instrumentación de equipo y acondicionadores de aire. (Herrera Herbert, 2020).
12
Figura 2.10: Transmisión de potencia
Fuente: (Hossain & Al-Majed, 2015)
2.3.2.1 Transmisión eléctrica. La más usada, con el fin de abastecer a todos los sistemas y motores eléctricos de la instalación. Se basa en un generador eléctrico conectado a cada uno de los motores principales, los generadores producen electricidad que es transferida a los diferentes equipos a través de cables a cada uno de los motores eléctricos. La mayoría de los equipos modernos hacen uso de la transmisión eléctrica debido a su flexibilidad al posicionar los equipos y por ser más compacta. (Herrera Herbert, 2020). Sistema de potencia AC a DC.
Sistema de potencia AC a SCR silicium controller rectifier (rectificador controlado de
Silicio).
13 Sistema de potencia DC a AC.
2.3.2.2 Transmisión Mecánica. No es muy utilizada hoy en día, sin embargo todavía se emplea en algunos equipos antiguos que se encuentran en operación.(Herrera Herbert, 2020).
2.3.2.3 Transmisión Hidráulica. Algunos equipos requieren de esta potencia y/o neumática. Los sistemas neumáticos e hidráulicos también obtienen su potencia de alguno de los anteriores sistemas de distribución. (Herrera Herbert, 2020).
2.3.3 Sistema de Potencia AC a DC. En este sistema eléctrico el motor diésel acciona un alternador (generador de AC) y la energía eléctrica producida se envía al SCR que a su vez convierte o rectifica r ectifica la corriente alterna AC en corriente continua DC para el accionamiento de equipos con un alto par, como son: bombas de lodo.
Malacate.
Mesa rotaria o top drive.
Este tipo de sistema de generación y transmisión es el más preferido por la gran ventaja que posee sobre los generadores DC por ejemplo en el accionamiento de grandes equipos ya que estos motores producen mucho par a bajas RPM y tienen un control de velocidad variable muy preciso lo cual puede controlar fácilmente el perforador. Con un control preciso de la velocidad del motor DC, el perforador puede manipular mejor el malacate, la bomba de lodo y la mesa rotaria, por lo que prefieren motores DC sobre los AC para estas funciones. (Herrera Herbert, 2020).
14
2.3.4 Sistema de potencia DC a AC. En este sistema los motores diésel transmiten potencia a generadores de corriente continua DC. Desde el generador, la corriente DC va a un panel de control y a los motores de corriente directa que accionan: (Herrera Herbert, 2020). Bombas de lodo.
Malacate.
Mesa de rotación.
2.3.5 Sistemas de Transmisión Mecánica de Potencia. Los equipos en los que hacen uso de esta transmisión mecánica por lo general eran más pequeños a comparación de la transmisión eléctrica. Su funcionamiento se basaba en que los motores accionan una transmisión mecánica compuesta por una combinación de correas, cadenas, piñones, poleas y engranajes, que transmite potencia a las bombas de lodo, el malacate y la mesa de rotación. El equipo auxiliar y otros motores más pequeños recibían corriente alterna de un alternador conectado al motor principal. (Herrera Herbert, 2020).
2.4 SISTEMA DE IZAJE Encargada de soportar el sistema de rotación durante la perforación del poz pozoo y provee el equipo y áreas apropiadas para levantar, bajar o suspender los enormes pesos requeridos por el sistema de rotación. Este sistema está dividido en dos partes principales: p rincipales: (Herrera Herbert, 2020) Estructura de soporte.
El equipo de izado.
La estructura de soporte, que a su vez está constituido por: Subestructura.
Piso del equipo de perforación.
15 Torre de perforación.
El equipo de izado está constituido por: Malacate.
Bloque corona.
Bloque viajero.
Gancho.
Elevador.
Cable o Drilling line.
Figura 2.11: Sistema de iizaje zaje
Fuente: (Ninla Elmawati Falabiba et al., 2014)
16
2.4.1 Estructura de soporte 2.4.1.1 Subestructura. Es un marco de acero con grandes dimensiones, que es ensamblado directamente encima del pozo, soporta el peso del malacate, mástil, tuberías, accesorios, y además proporciona la altura necesaria para la instalación de los cabezales y preventores principalmente. La subestructura tiene 2 propósitos primordiales la primera soportar el piso de perforación. Así como facilitar es espacio pacio para el eq equipo uipo y personal. person al. La segunda se gunda provee espacio debajo del piso para alojar a los preventores de reventones. (Herrera Herbert, 2020).
Figura 2.12: Subestructura
Fuente: (En et al., 2016)
2.4.1.2 Piso del equipo de perforación. Localizada sobre el marco de la subestructura que constituye la plataforma de trabajo para la mayoría de las operaciones de perforación y soporte el equipo y las herramientas requeridas. (Herrera Herbert, 2020).
17
Figura 2.13: Piso del equipo de perforación
Fuente: (En et al., 2016)
2.4.1.3 Torre o mástil de perforación. Se describe como una estructura de acero con capacidad de soportar todas las cargas verticales, las cargas que excedan la capacidad del cable, y el empuje máximo de la velocidad del viento. Tiene como función fundamental ser el armazón o sostén de todos los sistemas que intervienen en la perforación; por lo tanto, estas torres deben ser construidas generalmente de materiales muy resistentes, pero a la vez que sean de muy poco peso. Es por esta razón que el tamaño de las torres depende de la profundidad que va a tener el pozo, a mayor profundidad del pozo más grande será la sar sarta ta de perforación y por ende más grande o esbelta esb elta tendrá que ser el mástil o la torre de perforación. (Herrera Herbert, 2020).
18
Figura 2.14: Mástil de perforación
Fuente: (En et al., 2016)
2.4.2 Equipos para el izaje 2.4.2.1 Malacate (drawworks). Es un equipo que realiza el trabajo de subir o bajar la sarta de perforación, este equipo es el que le da la tracción al tramo de cable de acero denominado (fast line) o línea rápida; en otras palabras, este equipo sube o baja la sarta de perforación. (Herrera Herbert, 2020).
Figura 2.15: Malacate Cuña
Fuente: (Herrera Herbert, 2020)
19 Se compone de los siguientes elementos principales: Un tambor giratorio grande.
Frenos manuales, eléctricos o hidráulicos.
Un conjunto de ejes.
Conjunto de cadenas y engranajes.
Figura 2.16: Componentes Componentes del malacate
Fuente: (En et al., 2016)
2.4.2.2 Bloque corona. Constituye la parte superior de la torre de perforación, donde el peso de la sarta de perforación es transmitido a la torre. Está formado por un sistema de poleas que a su vez sostiene y da movilidad al bloque viajero. El cable de perforación pasa a través de las poleas del bloque corona y llega al bloque viajero. (Herrera Herbert, 2020).
20
Figura 2.17: Bloque corona
Fuente: (En et al., 2016)
Figura 2.18: Poleas
Fuente: (En et al., 2016)
2.4.2.3 Bloque viajero (travelling block). Llamado también aparejo, es un bloque que se desplaza hacia arriba o hacia abajo en el centro de la torre de perforación o del mástil y se encuentra sujetado por el cable de perforación el cual pasa a través de las poleas del mismo.
21 El Bloque viajero, la corona y el cable de perforación constituyen un conjunto cuya función es soportar la carga que está en la torre o mástil, mientras se introduce o se saca del pozo. (En et al., 2016).
Figura 2.19: Bloque viajero
Fuente: (En et al., 2016)
2.4.2.4 Gancho. Es un elemento grande con forma de asa, que se encuentra localizado debajo del bloque viajero, el gancho se suspende la unión giratoria y la sarta de perforación durante las operaciones de perforación. Tiene un resorte interior que le ayuda a absorber los impactos. Los brazos del elevador se encuentran sujetos al gancho y son usados para operaciones de Izaje. (Sebasti, 2018). 2018) .
22
Figura 2.20: Gancho
Fuente: (Sebasti, 2018)
2.4.2.5 Elevador. Los elevadores son abrazaderas o grapas para trabajo extra pesado que sujetan la TP, la HW, los DC, la TR y la tubería de producción para que puedan ser introducidos o sacados del pozo. (Sebasti, 2018). Hay dos tipos básicos de Elevadores: Tipo cuello de botella que son utilizados para tubería de perforación y de hombro recto que son utilizados para tubería de revestimiento y algunas lastras barrenas.
2.4.2.6 Cable o drilling line. Es un cable para servicio pesado construido con hilos de acero mejorado trenzados en torones o madejas helicoidales de 19 hilos cada una. Es un conjunto de piezas de precisión, cada cad a una se mueve independientemente, y requiere de lubricación. Conecta todos los componentes del sistema de izado por las poleas del bloque corona y del bloque viajero en forma alternada. Luego es enrollada sobre el carretel de perforación en el malacate.
23 El cable de perforación: generalmente varía entre 1” y 1 ¾” de diámetro y en longitudes entre 500 m y 2,300 m. Se almacena en un carrete de reserva. El cable de perforación: está compuesto de tres partes: el alma, los torones y los hilos individuales de acero que conforman el alma y los torones. (Herrera Herbert, 2020).
Figura 2.21: Cable de perforación
Fuente: (En et al., 2016) La mayoría de los Cables de perforación se clasifican en 4 grupos, basados basado s en el número de torones y el número de hilos por torón como se muestra en la tabla inferior extraída del manual IADC:
Tabla 2.2: Clasificación y construcción Clasificación
# de torones
Hilos
6x7
6
7
6x19
6
16
6x37
6
29
8x19
8
16
Fuente: (Lewandowski, 2015)
/ 27 49 26
Torón
24
Figura 2.22: Cable de perforación
Fuente: (Lewandowski, 2015)
2.5
SISTEMA CIRCULACIÓN Una característica en la perforación es el bombeo del líquido de perforación al fondo del
pozo para llevar los recortes hasta la superficie. El lodo circula por muchas piezas del equipo. (Herrera Herbert, 2020)
2.5.1 Componentes del sistema de circulación 1. Tanque o presas de succión. 2. Línea de succión. 3. Bombas de lodo. 4. Línea de descarga de la bomba. 5. Línea de conducción a la torre. 6. Manguera rotatoria. 7. Sarta de perforación. 8. Espacio anular del pozo. 9. Línea de retorno (línea de flujo o flote). 10. Tanques o presas de asentamiento. 11. Área para el acondicionamiento del lodo.
25
Figura 2.23: Sistema de ci circulación rculación
Fuente: (Hossain & Al-Majed, 2015)
2.5.1.1 Lodo de perforación Es el fluido que se bombea al pozo por el interior de la sarta de perforación. Dicho fluido es una mezcla de diferentes componentes líquidos, sólidos y aditivos químicos que cumplen diferentes funciones durante la perforación de un pozo. Generalmente los fluidos son base agua o base aceite (emulsión inversa), aunque hay algunas variantes. (Sebasti, 2018). Funciones a cumplir Remoción de los recortes del pozo generados durante la perforación.
Control de las presiones de la formación.
Suspensión y acarreo de recortes.
Enjarre para proteger zonas permeables.
26 Estabilidad del agujero.
Minimizar los daños a la formación.
Enfriamiento y lubricación de la barrena, y soporte o flotabilidad de la sarta.
Transmisión de la energía hidráulica a las herramientas y la barrena.
Asegurar la evaluación adecuada de la formación. Facilitar la cementación y la terminación del pozo.
2.5.1.2 Tanques o presas de succión Se trata de grandes cajas metálicas en las que se almacena el fluido, sus dimensiones varían dependiendo del modelo del equipo y la capacidad del mismo. Se tienen presas de succión, asentamiento y de descarga, dentro de las mismas se pueden tener cajas de menos volumen conocidas como bacheras. (Sebasti, 2018).
Figura 2.24: Tanque o presas de succión
Fuente: (Sebasti, 2018)
2.5.1.3 Línea de succión Es la línea por la que las bombas succionan el fluido de la presa de succión.
27
2.5.1.4 Bombas de lodo Son las que se encargan de bombear el fluido con la suficiente presión para desplazar de manera continua por todo el circuito de circulación que va de las presas de lodo hasta la barrena en el fondo (sin importar la profundidad) y que regrese a la superficie hasta las mismas presas. Al menos 2 bombas de lodo están instaladas en la plataforma. A poca profundidad suelen ser conectados en paralelo para ofrecer altos índices de flujo. A medida que el pozo se profundiza, las bombas pueden actuar en serie para proporcionar alta presión y menores caudales. Se utilizan bombas de tipo de desplazamiento positivo (pistones alternativos) para entregar la altos volúmenes y altas presiones requeridas para hacer circular el lodo a través de la sarta de perforación y hacia arriba el anillo. Hay dos tipos de bombas de desplazamiento positivo de uso común: (Ninla Elmawati Falabiba et al., 2014). Dúplex (2 cilindros) - doble efecto.
Triplex (3 cilindros) - simple efecto.
Las bombas triplex se utilizan generalmente en plataformas marinas y las bombas dúplex en plataformas terrestres. Las bombas dúplex tienen dos cilindros y son de doble acción (es decir, bomba en el carrera ascendente y descendente).
28
Figura 2.25: Bomba dúplex
Fuente: (Ninla Elmawati Falabiba et al., 2014) Las bombas triplex tienen tres cilindros y son de acción simple (es decir, bomba en la carrera ascendente solamente).
Figura 2.26: Bomba triplex
Fuente: (Ninla Elmawati Falabiba et al., 2014) Una comparación entre la bomba dúplex y la triplex
29
Tabla 2.3: Bomba dúplex y triplex Bomba Dúplex
Bomba Triplex
Pesado
Ligero
Voluminoso
Más compacto
Presión de salida alta Más de pulsación
Presión de salida más baja Menos pulsación
Más mantenimiento
Menos mantenimiento
Más costoso de operar
Más barato de operar
Fuente: (Hossain & Al-Majed, 2015)
2.5.1.5 Línea de descarga de la bomba Es la línea por donde la bomba descarga lo que succionó de las presas.
2.5.1.6 Stand pipe o tubo vertical Va pegado a la torre de perforación y asciende hasta h asta una altura determinada por el diseño del equipo, por aquí viaja el fluido que viene de la línea de descarga.
2.5.1.7 Manguera La manguera se encuentra conectada al stand pipe y el flujo continúa su camino por ella.
2.5.1.8 Swivel La manguera se conecta a este componente, por una conexión rápida conocida como cuello de ganso, y por debajo se conecta con ecta por medio de una unión giratoria al kelly, consiguiendo así que el fluido entre a este último y de ahí a la sarta de perforación
2.5.1.9 Sarta de perforación El Kelly es la primera sección de tubería debajo del eslabón giratorio. Normalmente mide unos 40 'de largo, y tiene una sección transversal hexagonal exterior. Debe tener este
30 hexagonal (a veces cuadrado), para transmitir la rotación de la mesa giratoria a la sarta de perforación. La kelly tiene una conexión de rosca derecha en su extremo inferior (pin) y una u na conexión de rosca izquierda en su extremo superior (caja). Un trozo de tubería corto y económico llamado subwoofer kelly saber es utilizado entre el Kelly y la primera unión de la columna de perforación. La mesa giratoria está ubicada en el piso de perforación y se puede girar tanto en sentido horario como antihorario. Es controlado desde la consola de los perforadores. Esta mesa giratoria tiene un hueco cuadrado y cuatro agujeros para postes. El manguito cilíndrico grande, llamado buje maestro, se usa para proteger la mesa giratoria. El par de la mesa giratoria se transmite al kelly a través de los cuatro pines en un dispositivo que corre a lo largo de la kelly, conocido como buje kelly. El buje tiene 4 pasadores, que encajan en los orificios de los postes de la mesa giratoria. Cuando el poder es suministrado a la mesa giratoria el par se transmite desde la mesa giratoria al Kelly a través del buje Kelly. (Ninla Elmawati Falabiba et al., 2014).
2.5.1.10 Espacio anular Es el espacio que existe entre el exterior de la sarta y el interior del agujero perforado, y también, el espacio que existe entre el exterior de la sarta y el interior de la tubería de revestimiento inmediata.
2.5.1.11 Línea de flote o retorno Una vez que el fluido sube por el espacio anular hasta la superficie entra en una línea que se encuentra por encima del arreglo de preventores.
2.5.1.12 Tanques o presas de asentamiento Contenedor de acero utilizado para almacenar el fluido de perforación durante el acondicionamiento. También se le conoce como trampa de arena.
31
Figura 2.27: Tanques o presas de asentamiento
Fuente: (Suarez, s.f)
2.6
SISTEMA DE ROTACIÓN Este sistema es encargado de hacer rotar la sarta de perforación y hace que la barrena
perfore el pozo hasta penetrar la formación potencialmente productiva, cabe mencionar que es uno de los sistemas, la cual está clasificada en 3 tipos de rotaciones las cuales son: (Herrera Herbert, 2020). Ensamblaje de mesa de rotación (rotary table).
Top drive.
Motor de fondo o mud motor.
Figura 2.28: Sistema de rotación
32
Fuente: (Ninla Elmawati Falabiba et al., 2014)
2.5.1 Ensamblaje de mesa de rotación (Rotary table) Para lograr la perforación hace uso de la mesa de rotación, el buje principal y el buje de la flecha o barra Kelly. Desde el gancho, la unión giratoria con la barra b arra Kelly van enroscadas en la tubería de perforación. Mientras se agrega o remueve secciones de tubería de perforación perfor ación con la ayuda de las llaves de fuerza, se utiliza la mesa rotaria, el buje principal y las cuñas. Cuando la perforación continúa la mesa rotaria de igual forma va rotando, al momento de extraer la tubería del pozo, la mesa sostiene la sarta con unas cuñas durante los intervalos cuando la tubería no está suspendida del gancho (Herrera Herbert, 2020)
33
Figura 2.29: Ensamblaje de mesa rotaria
fuente: (Herrera Herbert, 2020)
2.5.2 Sistema de perforación con top drive El TDS (top drive system), fue una gran evolución en lo que respecta para área de perforación, lo cual reemplaza la barra Kelly Kell y cuadrada. El DST se encuentra localizado colgado del gancho en el bloque viajero, el sistema está constituido por un motor para trabajo pesado montado en el top drive que aporta la potencia de giro necesario. La ventaja más sobresaliente es que posee es de que al momento de la rotación la sarta se enrosca directamente y de que pueda perforar con barras triples en vez de individuales. (Herrera Herbert, 2020).
34
Ventajas y beneficios en la utilización de top drive en la perforación de los pozos: Operaciones de viajes de tubería y conexiones más seguras y rápidas.
La transmisión directa de la potencia reduce la oscilación y los daños en las sartas de
perforación. Perforación más rápida al utilizar parejas de 90 pies.
Menor número de conexiones.
No se utiliza encuellador.
Menor accidentalidad.
Minimiza los problemas de atascado de tubería por presión diferencial.
Habilidad para realizar repasos o rectificaciones, hacia arriba y hacia abajo (back and
forward reaming), en casos extremos de inestabilidad, o ampliaciones del pozo. Facilidades para maniobrar la tubería en casos de atasques.
Rápida respuesta en caso de influjo durante la perforación o viajes de la tubería. Elimina el desperdicio de lodo durante las conexiones.
Torque uniforme y adecuado a cada conexión, lo cual alarga la vida útil de la sarta.
Habilidad para rotar y circular en la corrida de revestidores en zonas apretadas.
Figura 2.30: Top drive
Fuente: (Herrera Herbert, 2020)
35
2.5.3 Motores de fondo (mud motors) En la mayoría de los casos de perforación direccional (pozos desviados u horizontales) no es posible hacer girar la sarta. Por lo que se utiliza el motor de fondo. Este se encuentra situado en el extremo inferior de la misma y accionado por el propio lodo de perforación. El motor de turbina consiste en un estator cilíndrico y un rotor formado por varias turbinas que constituyen otras tantas etapas donde el caudal de lodo pierde parte de su energía, que se transforma en un movimiento de rotación que a su vez es transmitido a la herramienta de corte (tricono o broca de diamante o poli cristalino). La alta velocidad de giro que normalmente se alcanza (500-1000 rpm) puede sobrecalentar y dañar los rodamientos de los triconos, por lo que a menudo no es éste el útil
Figura 2.31: Motores de fondo
Fuente: (Herrera Herbert, 2020)
2.5.4 Componentes del sistema de rotación Unión Giratoria (Swivel).
Barra Cuadrante (Kelly).
Mesa Rotatoria.
Sarta de perforación.
36 Barrena.
2.5.4.1 Unión giratoria (Swivel). Este elemento está sostenido por el bloque viajero y se instala en la parte superior de la flecha o barra Kelly, donde tiene cuatro funciones básicas: (En et al., 2016). Soportar el peso de la sarta de perforación y sus accesorios.
Permite que la flecha gire sin enredar el cable de perforación.
Conecta el sistema de circulación con el sistema de rotación.
Provee un sello hermético permitiendo el bombeo del lodo a alta presión.
Figura 2.32: Unión giratoria
Fuente: (En et al., 2016)
2.5.4.2 Barra cuadrante (Kelly). La flecha Kelly es una pieza de tubo cuadrado o hexagonal aproximadamente mide 40 pies (12 m.), Su función principal es transmitir torque a la sarta de perforación y a la barrena, el extremo superior de la flecha se conecta a la unión giratoria (Swivel) y su extremo inferior va conectado a la sarta de perforación. La barra es de acero de alta dureza y es hueca por po r el centro (2”), para de esta manera pe permitir rmitir el paso del lodo de perforación. (En et al., 2016). 20 16).
37
Figura 2.33: Barra cuadrante
Fuente: (En et al., 2016)
2.5.4.3 Mesa rotatoria. Es de acero y muy pesada, tiene generalmente forma rectangular. Recibe la energía del malacate mediante la cadena de transmisión. Produce un movimiento que da vuelta para que la maquinaria la transfiera a la barra Kelly, a la unión giratoria (swivel) y a la sarta de perforación. Esta es un ensamble que nos provee de rotación, está localizada directamente en el piso de perforación abajo del bloque de la corona y arriba del hoyo donde se va a perforar, consiste de la mesa rotatoria, el buje maestro, y 3 importantes accesorios que son el buje de la flecha (Bushing kelly), el buje maestro el cual es usado durante la perforación y las cuñas que son usadas para suspender la perforación momentáneamente. (En et al., 2016).
38
Figura 2.34: Mesa rotaria
Fuente: (En et al., 2016)
2.7
SISTEMA DE PREVENCIÓN DE REVENTONES (BOP) BOP (Blow Out Preventer), encargada de controlar uno de los mayores problemas que
se pueden encontrar durante la perforación de un pozo, ejemplo de un influjo que puede transformarse en un reventón. El sistema para control de pozo tiene 3 funciones Cerrar el pozo en caso de un influjo imprevisto.
Colocar suficiente contrapresión sobre la formación.
Recuperar el control primario del pozo.
Los preventores de reventones son equipos existen 2 tipos básicos de preventores: anular y de ariete. (Herrera Herbert, 2020)
2.6.1 Preventor anular. Poseen un elemento de goma que sella s ella que sella la barra Kelly, a la sarta de perforación, los lastra barrenas o al pozo mismo si no existe sarta en el mismo. (Herrera Herbert, 2020).
39
Figura 2.35: Preventor anular
Fuente: (Herrera Herbert, 2020)
2.6.2 Preventor de ariete Consiste de grandes válvulas de acero (arietes) que tienen elementos de goma que sirven de sello. Existe un tipo de preventor de ariete de tubería porque cierra la tubería de perforación mas no puede sellar el pozo abierto. El preventor de ariete ciego es utilizado para sellar en un pozo abierto, además existe un tipo de ariete llamado de corte o cizallamiento que esta permite cortar la tubería de perforación en casos de que los otros preventores fallen, de esta manera cerrar el pozo en caso de una arremetida. Generalmente en los pozos se instalan una serie de preventores apilados unos uno s encima del otro. La distribución dependerá de las condiciones de cada pozo profundidad y categoría (alto riesgo). Sin embargo, el preventor anular debe estar localizado en la parte superior y los preventores de ariete, de tubería y ciegos en la parte par te inferior. En el primer paso una vez que se cierra un pozo es la utilización de los preventores, para comenzar la perforación nuevamente, hay que circular el fluido para sacar la arremetida y reemplazarlo con lodos con densidad adecuada, por lo que se utilizan los estranguladores, que son válvulas cuya apertura puede ser cerrada, puede abrirse o cerrarse completamente. (Herrera Herbert, 2020).
40
2.8
SARTA DE PERFORACIÓN Prácticamente está compuesta de tubería de perforación, botellas, collares, porta-mechas
o drill collars, con una cierta cantidad de componentes menores y conecta los sistemas de superficie con la broca de perforación.
2.8.1 Funciones de la sarta de perforación son: Transmitir la rotación, aplicada en superficie, a la broca.
Servir de conducto de circulación.
Dar peso a la barrena.
Sacar y meter la barrena.
Efectuar pruebas de formación.
Colocar tapones de cemento.
Cementar las TR’S.
Controlar la trayectoria del pozo durante la perforación.
Soportar las cargas ejercidas durante la perforación.
Minimizar vibraciones y atascamientos.
Todas las conexiones que se hacen desde la swivel hasta la parte superior de la Kelly son de rosca izquierda (en sentido antihorario) y todas las demás son de rosca derecha (en sentido horario), pues dado que la rotación aplicada es en el mismo sentido horario las conexiones tenderán a apretarse en vez de soltarse. Todos los tamaños de tubería, sean tubería de perforación, botellas, collares o portamechas o revestimiento están clasificados por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute) API por su diámetro exterior. (Outside diameter) (OD). (Hawker, n.d.)
41
2.8.2 Componentes de la sarta de perforación. La sarta de perforación es un conjunto formado por tuberías de perforación, el conjunto de fondo BHA.
Figura 2.36: Ensamblaje de fondo
Fuente: (Hawker, n.d.)
2.8.2.1 Tubería de perforación La tubería de perforación es el componente más básico de la sarta. Es el tubo que se enlaza a la flecha kelly o al top drive, tiene dos partes básicas, el cuerpo y las juntas. Las juntas cuentan con roscas para enlazar cada tubo, una de las juntas se conoce como piñón y la otra como caja y deben de soportar las cargas y esfuerzos a los que se somete la tubería. Las funciones de la tubería de perforación son: Servir como conducto para la circulación del fluido de perforación.
Transmitir la rotación desde la superficie hasta la barrena en el fondo.
42 A continuación, describiremos brevemente los componentes de una tubería de perforación.
Tamaño: De 2-3/8” a 6-5/8” (Diámetro externo del cuerpo) Rangos de longitud:
Tabla 2.4: Clasificación de la TP por longitud en el siguiente rango API: Rango 1 Longitud (pies)
2 18
a
22 Longitud
(metros)
Rango 3 27
a
38 a 45
8.23 a
11.59 a
30 5.49 a
6.71
Rango
9.15
13.72
Fuente: ( Herramientas Herramientas de Perforación, Perforación , n.d.) El rango 2 es el más común, es decir, generalmente se considera que la tubería de perforación mide 9.15 m (30 pies).
Diámetro exterior: es la medida que tiene el cuerpo del tubo en su parte externa. Diámetro interior: es la medida interna de un tubo de perforación Conexión caja-piñón: es el punto donde se realiza el enlace de la caja de un tubo con el piñón de otro tubo
Marca de identificación: la información referente al grado y el peso de la tubería de perforación se graba en una ranura r anura colocada en la base del piñón.
43
Grado del acero: Describe la mínima fluencia del tubo, estos valores son importantes porque son utilizados en cálculos de reventamiento, colapso colaps o y tensión.
Tabla 2.5: Grados más comunes en la tubería de perforación Fluencia psi Grado
Min psi
Max psi
E 75
75000
105000
X 95
95000
125000
G 105
105000
135000
S 135
135000
165000
Fuente: ( Herramientas Herramientas de Perforación, Perforación, n.d.)
Figura 2.37: Identificación de una TP
Fuente: ( Herramientas Herramientas de Perforación, Perforación, n.d.)
44
Desgaste: El instituto americano del petróleo API ha establecido diversos lineamientos para la clasificación de la tubería de perforación en función del desgaste que está es tá presente. El desgaste afecta directamente a la resistencia del tubo
Tabla 2.6: Clasificación de la TP por usabilidad Tipo
Descripción
Código
de
color Clase I
Tubería nueva
Una
franja
Dos
franjas
Una
franja
blanca Premium
Resistencia del 80%
Clase II
blancas Resistencia del
65% Clase III
amarilla Resistencia del
Una franja azul
Deshecho
Una franja roja
55% Clase IV
Herramientas de Perforación, Perforación , n.d.) Fuente: ( Herramientas
45
Figura 2.38: Clasificación de tuberías Blanca clase 1 Dos blancas: clase óptima Amarillo: clase 2 Azul: clase 3 Verde: Clase 4 Roja: descartar (agrietada) Fuente: ( Herramientas Herramientas de Perforación, Perforación , n.d.)
2.8.2.2 Barras pesadas Heavy weigth La tubería de perforación de pared gruesa, también llamada heavy weight, se fabrica con paredes más gru gruesas esas qu quee aquellas en tubería ddee perforación p erforación estándar y se le colocan juntas de mayor longitud. Los HWDP se colocan generalmente justo encima de los lastrabarrenas, en la zona de transición entre los rígidos lastrabarrenas y las más dúctiles tuberías de perforación. Disponible en diseño exterior liso y espiral. Funciones Como elemento de transición entre los collares de perforación (DC) y la tubería de
perforación (TP). Previene el pandeo o combatimiento de la TP.
Puede trabajarse en compresión sin sufrir daño en los acoples.
Empleada extensamente en perforación direccional.
En ocasiones se utiliza en reemplazo de los DC.
46 Mantiene la tubería de perforación rotando en tensión.
No se debe usar para proporcionar propor cionar peso sobre la barrena en condiciones con diciones normales.
2.8.2.3 Drill collar. Conocidos también como Collares, botellas, o portamechas, son tubos de pared gruesa, rígidos y de alto peso que son la parte más importante del ensamblaje de fondo BHA (Bottom Hole Assembly), posicionados entre la tubería de perforación y la broca. Cumplen varias funciones importantes (Hawker, n.d.): Proporcionar peso para la broca.
Proporcionar la resistencia para que los drill collars estén siempre en compresión.
Proporcionar el peso para asegurar que la tubería de perforación siempre se mantenga
en tensión para evitar que se tuerza. Proporcionar rigidez o consistencia para que la dirección del pozo se mantenga.
Producir un efecto de péndulo, permitiendo que los pozos casi verticales puedan ser
perforados.
Figura 2.39: Drill collar
Fuente: (Hawker, n.d.):
2.8.2.4 Martillo (Jar) El propósito de un martillo es asistir en la liberación de la sarta de perforación cuando esta queda atrapada, esta herramienta se utiliza cuando la sobretensión está limitada por la
47 capacidad de la barrena o por la resistencia de la tubería de perforación o no exista suficiente peso en la sarta de perforación para empujar la sarta libre de la la sección atrapada, existe martillos mecánicos e hidráulico.
2.8.2.5 Estabilizadores Herramientas que se colocan entre los lastrabarrenas, utilizadas para estabilizar el ensamble de fondo, reduciendo el contacto con las paredes del pozo para par a controlar la desviación. Pueden ser herramientas fabricadas con tres aletas soldadas o integrales.
2.8.2.6 Rimas (Reamers) Las rimas o rimadores riman las paredes del pozo a un diámetro igual o inferior al de la barrena y realizan una función similar a los estabilizadores en cuanto que ayudan a estabilizar el ensamble de fondo y mantener el hueco con el diámetro completo. Son usados generalmente cuando se experimentan problemas para mantener el pozo del diámetro de la barrena, en formaciones abrasivas, cuando a la barrena se le desgasta el diámetro exterior. En forma similar, se utilizan si se sabe que en el pozo existen “ojos de llave”, “patas de perro”, o escalones.
2.8.2.7 Combinaciones (Crossover) Son pequeñas secciones de tubería que permiten conectar entre sí tuberías y lastrabarrenas de diferente rosca y diámetro. Se colocan en la sarta de perforación per foración entre la tubería de perforación y los lastrabarrenas, y en otros puntos. El crossover tiene roscas especiales en la caja y en el piñón. Por ejemplo, el piñón de una tubería de perforación no puede enroscar directamente en la caja de un lastrabarrena, por ello la cuadrilla coloca un crossover crosso ver en la última junta de tubería, donde se une con la primera junta del lastrabarrena. lastrabarr ena.
2.8.2.8 Motor de fondo Frecuentemente, cuando se perfora un pozo horizontal o direccional, se coloca un motor de fondo en la parte inferior de la sarta de perforación, justo arriba de la barrena. Se le llama motor de fondo o motor de lodo “mud motor” porque po rque el fluido de perforación hace rotar el motor
(rotor y estator) por la turbulencia generada por el fluido, el motor transmite ese movimiento de
48 rotación a la barrena, es decir, cuando se usa motor de fondo únicamente rota la barrena, y no el resto de la sarta (Hawker, n.d.):.
2.8.3 Diseño de la sarta de perforación 2.8.3.1 Configuración del ensamble de fondo. Tipo 1. Es la configuración más simple y está compuesta por lastrabarrenas y tubería de
trabajo. El PSB se aplica con los lastrabarrenas y el punto neutro es localizado en los mismos. Tipo 2. Esta configuración utiliza tubería pesada por arriba de los lastrabarrenas, como
transición entre lastrabarrenas y tubería de trabajo. En este arreglo, el peso sobre barrena también se aplica con los lastrabarrenas y el punto neutro es localizado dentro de la longitud de los mismos. Tipo 3. Esta configuración utiliza lastrabarrenas únicamente para lograr el control
direccional, mantener la verticalidad del pozo o reducir la vibración de la sarta de perforación, el PSB PS B se aplica con los lastrabarrena lastrabarrenass y la tubería pesada, el punto p unto neutro se localiza en estas últimas. Permite manejar la sarta con en forma rápida y sencilla, reduce la posibilidad de pegadura por presión diferencial y fallas en las conexiones de los lastrabarrenas. Configuración ideal para perforación direccional. (Sebasti, 2018) En la siguiente figura se observan los tres tipos de ensamblajes fondo que anteriormente fue mencionado.
49
Figura 2.40: Configuración de ensamblaje de fondo
Fuente: (Sebasti, 2018)
2.8.3.2 Punto neutro Es el punto teórico en el cual los esfuerzos de tensión son iguales a los de compresión (igual a 0). Existen tres casos sobre la posible posición del punto neutro en la sarta de perforación, los cuales se mencionan a continuación. Si el PSB > Peso del BHA: El punto neutro se encuentra en la sección de tubería de
perforación. Si el PSB = Peso del BHA: El punto neutro se encuentra en el tope del ensamble de
fondo (entre la tubería de perforación y los lastrabarrenas o tubería pesada). Si el PSB < Peso del BHA: El punto neutro se encuentra en el ensamble de fondo (en
los lastrabarrenas o tubería pesada). La altura a la cual se encuentra el punto neutro se puede calcular con la siguiente ecuación 1 cuando solo se utilizan lastrabarrenas, y con la ecuación 2 cuando se utilizan lastrabarrenas y tubería pesada.
=
PSB ∗ PLB ∗ 1. 1.4 49
Ecuación 1
50
Pn: Altura a la que encuentra el punto neutro cuando solo se utilizan lastrabarrenas (m). PSB: Peso sobre barrena (Kg). Ff: factor de flotación (adimensional). PLB: Peso de los lastrabarrena en el aire (lb/ft). 1.49: Factor de conversión para que las unidades sean consistentes y obtener metros en el resultado.
=
(PSB − F f ∗ PLB ∗ Lh ∗ 1. 1.49 49)) ∗ PTP ∗ 1.4 .49 9
Ecuaciòn 2 P: Altura a la cual se encuentra el punto neutro cuando se utiliza tubería pesada (m). Lh: Longitud del lastrabarrena (m). PSB: Peso sobre barrena (kg) FF: factor de flotación (adimensional). PTP: Peso de la tubería pesada en el aire (lb/ft). PLB: Peso de los lastrabarrena en el aire (lb/ft). 1.49: Factor de conversión para que las unidades sean consistentes y obtener metros en el resultado.
2.8.3.3 Factor de flotación Para explicar el concepto de factor de flotación nos basaremos en el Principio de Arquímedes el cual establece que cuando un objeto se sumerge total o parcialmente en un líquido, este experimenta un empuje hacia arriba al peso del líquido desalojado. La mayoría de las veces se aplica al comportamiento de los objetos en el agua, y explica por qué los objetos flotan y se hunden y por qué parecen ser más ligeros en este medio. El concepto clave de este principio es el “empuje”, que es la fuerza que actúa hacia arriba reduciendo el peso aparente del
objeto cuando éste se encuentra en el agua.
51 Por ejemplo, el peso aparente de un bloque de aluminio sumergido en agua se ve reducido en una cantidad igual al peso del agua desplazada.
Figura 2.41: Principio de Arquím Arquímedes edes
Un bloque metálico de un volumen de 100 cm3, el cual se hunde en agua, desplaza un volumen de agua cuyo peso aproximado es de 1 N, por lo que parecería que el bloque pesa 1N menos. Las tuberías (tubería de perforación, lastrabarrenas, tubería pesada) tienen un peso, el cual se determina en superficie y se conoce como “peso en el aire” y está dado en (lb/ft).
Al sumergir una sección de tubería dentro del pozo (el cual está lleno de fluido de perforación) la tubería “flota” y su peso es menor al “peso en el aire”. A este peso de la tubería sumergida en el fluido de perforación se le conoce como “peso flotado”. El “peso flotado” se obtiene del producto del peso en superficie de la tubería por un factor de
flotación el cual se determina con la siguiente ecuación. (Juarez, 2019). Ff = 1 − 0,015 ∗ δ lodo
Ecuación 3
Donde: Ff: Factor de flotación (adimensional) δ lodo: densidad del lodo (ppg)
0,015: Estandarizado
52
2.8.3.4 Determinación del diámetro de los lastrabarrenas Cuando las posibilidades de pegaduras por presión diferencial diferen cial sean mínimas el diámetro de los lastrabarrenas debe ser el máximo permisible, de acuerdo con la geometría del pozo y el diámetro de la barrena. Esto permitirá lo siguiente Un mejor control direccional
Menor longitud del ensamble de fondo
Menor margen de movimiento lateral (menor esfuerzo de pandeo y fatiga de las
conexiones) La siguiente ecuación proporciona el diámetro mínimo de lastrabarrena requerido ∅miin DC = (2 ∗ ∅E ∅m ∅EC CTR TR)) − ∅B ∅BIIT
ecuación 4
Donde: ∅min DC: Diámetro mínimo del trépano seleccionado (pulg) ∅ECTR: Diámetro externo de la tubería de revestimiento ∅BIT: Diámetro del trépano seleccionado (pulg)
2.8.3.5 Determinación de la longitud de los lastrabarrenas La determinación de la longitud de los lastrabarrenas se hace en base a la configuración de ensamble de fondo seleccionada (tipo 1, 2 o 3), a continuación, se presenta la metodología para el cálculo de la longitud dependiendo del ensamble de fondo.
Se requiere conocer el peso del drill collars para proporcionar peso a la barrena =
∗
Ecuación 5
53 WDC: Peso de PM en el aire WOB: Peso sobre la barrena Fs: factor de seguridad Ff: Factor de flotación La longitud de los portamechas puede ser calculado
=(
) ()()
Ecuación 6 PDT: Peso disponible sobre el Trepano FF: Factor de flotación PPMA: Peso de portamechas en el aire L: Longitud de PM requeridas en pies. Los operadores bajan normalmente de 15 a 20% más en peso de portamechas que del PDT, esto da un margen de seguridad que permite tener el punto neutro dentro de la longitud de los Portamechas cuando fuerzas imprevistas (rebote, fricción con el agujero y desviación) mueven el punto de pandeo en la sección débil del sondeo.
2.8.3.6 Determinación de la longitud de la tubería pesad a La longitud de la tubería pesada se determina mediante la siguiente ecuación. ∗ − ( ( − ) =
Ecuación 7
Donde: LHWDP: Longitud de la tubería WH (pies) WOB: Peso sobre la barrena (Lb) WDCI: Peso en el aire de los drill collar (Lb) Fs: Factor de seguridad
54 Ff: Factor de flotación (adimensional) LDC: Longitud del drill collar (pies) WHWDP: Peso en el aire de un HW (Lb)
2.8.3.7 Diseño de la tubería de perforación Después de determinar el diámetro y longitud de los lastrabarrenas, y la longitud de la tubería pesada, se diseñará la tubería de perforación determinando los siguientes factores para su diseño y selección de donde se deben considerar los cálculos de la resistencia resis tencia a la tensión por diseño y tomar en cuenta la tensión de fábrica del modelo de tubería que será seleccionado para los tramos de perforación.
Tensión de trabajo TT. La tensión de trabajo es el resultado del peso flotando de toda la sarta de perforación, para el cálculo se debe tomar en cuenta que la tensión de trabajo es igual o aproximado al resultado del peso ajustado sobre el trépano. =
Ecuación 8
Donde: Tt: Tensión de trabajo (Klb) AWB: Peso perdido sobre el trépano (Lb)
Máxima tensión permisible (MTP). La máxima tensión permisible de trabajo se obtiene sumando un margen de jalón MOP de rangos 50 a 100 (Klb) a la tensión de trabajo bajo la siguiente ecuación.
MTP = +
Ecuación 9
55
Donde: MTP: Máxima tensión permisible (klb) TT: Tensión de trabajo (klb) MOP: Margen de jalón (50 a 100) klb
Resistencia a la tensión requerida (RT) = MTP ∗ 1. 1.15 15% %
Ecuación 10
Donde: RT: Resistencia a la tensión requerida (klb) MTP: Máxima tensión permisible (klb) 1.15: Factor de seguridad
Presión hidrostática Es la fuerza por unidad de área causada por una columna de fluido la cual es calculada mediante la siguiente fórmula. ℎ = 0,052 ∗ δ ∗
Ecuación 11
Donde: Ph= Presión hidrostática δ lodo: densidad del lodo (ppg)
TVD= profundidad vertical verdadera (ft)
Presión de colapso Es la presión externa que causará la ruptura o desmoronamiento de la tubería, comparando la resistencia a la presión de ´` de la tubería seleccionada previamente en el diseño por presión interna, las resistencias de las tuberías seleccionadas deben ser mayores que los valores proyectados por la línea de diseño. = ℎ ∗
Ecuación 12
56
Donde: Pc= Presión de colapso (psi). Ph= Presión hidrostática (psi). Fs= Factor de seguridad
Presión de estallido La falla por estallamiento también es conocida como falla por presión interna. Esta falla se genera por la acción de cargas de presión actuando dentro de la tubería de perforación. La resistencia que opone el cuerpo del tubo se denomina resistencia al estallamiento. = ∗
Ecuación 13
Donde: Pe= presión de estallido (psi). Pf= presión de formación (psi). Fs= factor de seguridad
Selección de la tubería de perforación. Para la selección de la tubería se debe tomar en cuenta el diámetro de la selección de la tubería heavy weigth, con el valor obtenido de la resistencia a la tensión requerida y presión de esistencia a la tensión de la tubería de perforación (RT’) estallido se debe seleccionar la r esistencia seleccionada por tablas.
MTP y MOP en condiciones reales. Una vez seleccionada la tubería de perforación y la resistencia a la tensión real de la tubería se determina lo siguiente: (Calder, 2008). MTpREAL =
Donde:
RT′ 1,15
Ecuación 14
57 MTpREAL: Máxima tensión permisible real (Klb) R T′: Resistencia a la tensión real (Klb) 1.15: Factor de seguridad
Ecuación de margen de jalón de la tubería real MOPREAL = MTpREAL − Tt
Ecuación 15
Donde: MOPREAL: Margen de jalón real (Klb) MTpREAL: Máxima Tensión permisible real (Klb) Tt: Tensión de trabajo (Klb)
2.8 PERSONAL DENTRO DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN 2.9.1 Representante de la compañía (Company man) Es el encargado de lidiar con el contratista de perforación para asegurar que se realicen operaciones seguras y eficientes y la línea con el contrato de perforación. El equipo de perforación tendrá un gerente, quien es el contacto principal entre la operadora y el contratista de perforación para asuntos contractuales, co ntractuales, en la locación el contratista de perforación y sus intereses se encuentran representados por un súper intendente de perforación denominado “el técnico” (Schlumberguer, n.d.)
2.9.2 Superintendente / Técnico Persona experimentada en perforación, quien debió haber subido laboralmente a través de distintos rangos de cuadrilla de perforación, es el encargado de supervisar las operaciones de perforación y actividades asociadas, asegurándose que las mismas estén en concordancia con el programa del pozo. (Schlumberguer, n.d.) n.d. )
58
2.9.3 Cuadrilla de perforación Conformada entre 5 a 8 personas que realizan las operaciones de perforación pe rforación como tales, un personal será asignado a soportar las operaciones de perforación según (Schlumberguer, n.d.) La cuadrilla de perforación principal, consistirá en el personal siguiente:
2.9.3.1 Perforador – está está a cargo global de la cuadrilla de perforación El perforador operara equipo de perforación y lodo-circulante como fue instruido en el programa de pozo y en concordancia con las políticas y procedimientos del contratista, en el cual monitorea las condiciones del pozo en todo momento es decir la profundidad, profun didad, peso del lodo desviación y entre otros. (Schlumberguer, n.d.)
2.9.3.2 Asistente del trabajo de perforación (ATP) Acompaña al perforador en la operación del equipo de perforación y lodo circulante, tal como fue instruido en el programa de pozo y en concordancia con las políticas y procedimientos del contratista. También lleva la lista de revisión diaria del departamento depart amento de perforación, es decir revisiones de QHSE, inspecciones al mástil, arreglo de las válvulas en el múltiple (manifold), entre otros. (Schlumberguer, n.d.)
2.9.3.3 Cuñero Encargado principalmente de manipular objetos tubulares mientras se trabaja en el mástil durante operaciones en movimiento es decir sacando del pozo corriendo el pozo y su función secundaria es de asistir en la operación y mantenimiento del bombeo de fluidos de perforación y sistemas de mezclado y el de mantener registros diarios de las propiedades del fluido de perforación. (Schlumberguer, n.d.)
2.9.3.4 Ayudante de Piso Maneja herramientas de perforación y tubulares en el piso del equipo de perforación con el propósito de armar/desarmar la sarta de perforación, y otros sistemas. (Schlumberguer, n.d.)
59
2.9.3.5 Operador de Grúa Opera la grúa del equipo de perforación de forma segura y eficiente y en concordancia con las políticas y procedimientos de la compañía y realiza regularmente, mantenimiento preventivo en las grúas y sus componentes. co mponentes. (Schlumberguer, n.d.)
2.9.4 Cuadrilla de Mantenimiento 2.9.4.1 Supervisor de mantenimiento Supervisa y controla el mantenimiento y reparación de equipo mecánico, eléctrico, electrónico, submarino y equipo de información tecnológica en el equipo de perforación . (Schlumberguer, n.d.).
2.9.4.2 Jefe de Eléctricos Responsable de la instalación, mantenimiento y reparación de todo el equipo eléctrico a bordo del equipo de perforación. (Schlumberguer, (Schlumber guer, n.d.).
2.9.4.3 Jefe de Mecánica Mantener y reparar equipo mecánico e hidráulico a bordo del equipo de perforación.(Schlumberguer, n.d.).
2.9.4.4 Operador de Motores Monitorea el desempeño, lubrica y mantiene los motores y otros tipos de equipo mecánico. (Schlumberguer, n.d.).
60
3 CAPÍTULO III APLICACIÓN PR ÁCTICA 3.1
INTRODUCCIÓN En un proceso de perforación de pozos petroleros a lo largo de la historia ha
evolucionado, convirtiéndose en una de las actividades dentro de la industria petrolera con resultados excelentes, mayor seguridad y menores daños al medio ambiente. Esta evolución en la perforación de pozos petroleros se debe al desarrollo de las técnicas, herramientas y equipos de perforación, uso de fluidos de perforación para el control del pozo, mejores materiales para la fabricación de tubulares y adopción de medidas de seguridad para el personal. La sarta es el componente del equipo de perforación de un conjunto de tubos metálicos armados secuencialmente que conforman el ensamblaje de fondo (BHA) y la tubería de perforación. Que se conectan todos juntos con la mecha de perforación con cuyo único propósito de hacer girar y aplicar el peso de esta manera triturar las formaciones de interés e ir profundizando en el fondo ddel el hoyo hasta llegar a la formación de interés. Se diseña dise ña tomando en cuenta aspectos geológicos, condiciones de presión y temperatura, condiciones mecánicas, resistencia de materiales, profundidad y diseño del pozo. Permitirá perforar hasta la profundidad programada reduciendo los problemas que pudiesen surgir durante la perforación, tales problemas como atascamientos de herramienta o tubería, incrementa los tiempos de perforación, los costos y probabilidades de descontrol de pozos. El campo Margarita-Huacaya abarca los departamentos Santa Cruz, Tarija y Cochabamba, el bloque se encuentra mayoritariamente en el departamento de Tarija, sólo una pequeña área se encuentra en el departamento de Chuquisaca forma parte de uno de los principales reservorios de gas de Bolivia y es conocido como bloque Caipipendi, con el cual será en estudio en este apartado donde se desarrollarán las ecuaciones seleccionando de esta manera algunos de las herramientas para la sarta de perforación que ya fueron descritos en el capítulo anterior.
61
3.2
OBJETIVO GENERAL
Proponer el diseño de sarta de perforación para el tramo 24 ” del pozo HCY-2
3.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS Identificar la columna lito-estratigráfica del poco HCY-2
Desarrollar los parámetros técnicos para el diseño óptimo de la sarta de perforación
Seleccionar las herramientas para el diseño de la sarta de perforación para el pozo
HCY-2
3.4 UBICACIÓN DEL POZO HCY 2 3.4.1 Información básica del pozo El pozo Huacaya-2 se encuentra en la comunidad Ancahuazu, en el municipio de Huacaya, de la provincia Luis Calvo de Chuquisaca, cerca del límite territorial con Tarija.
Tabla 3.1: Información del pozo Características del pozo HCY-2 Departamento Chuquisaca Huacaya 2 Operador Repsol E &P Bolivia
Nombre del Pozo Campo Coordenadas Geográficas X 425.316,22 m Y
7’686.901,27 m
Fuente: ( Licitación Licitación Repsol E&p Bolivia s.A., s.A., 2015)
62
3.4.2 Secuencia estratigráfica Figura 3.1: Estratigrafía CARBONIFERO
EDA D
FORMA CION ESCARPAMEN T
m e spe sor
0
0
0
950
950
950
- 22
75
TARIJA
1025
1025
- 97
725
ITACUA MI
1750
1750
-8 - 822
85
TUPAMBI
1835
1835
-9 -907
65
FALLA
1900
1900
- 972
0
TUPAMBI
1900
1900
- 972
323
2223
2223
-1295
0
ESCARPAMEN T
2223
22 2223
-1295
207
TAIGUA TI
2430
2430
-1502
99
TARIJA ITACUA MI
2529 2690
2529 2690
-1601 -1762
161 110
TUPAMBI
2800
2800
-1872
267
FALLA
3067
3067
-2139
0
TUPAMBI
3067
3067
-2139
258
IQUIRI
3325
3325
-2397
245
LOS MONOS
3570
35 3570
-2642
628
HMP H1B
4290
4290
-3 -3252
102
ICLA
4430
4430
-3488
281
FALLA
4581
4581
-3634
0
LOS MONOS
4581
45 4581
-3634
122
HMP H1C
4760
4760
-3 -3803
147
ICLA
4880
4880
-3956
268
FALLA
5118
5118
-4680
0
LOS MONOS
5118
51 5118
-4680
582
HMP H2
5700
5700
-4686
150
ICLA
5850
5850
-4828
50
TAIGUA TI
CA RBON IFERO FALLA BORORIGUA
DEV ONICO
m. MD m TV D m. SS
Licitación Repsol E&p Bolivia s.A., s.A., 2015) Fuente: ( Licitación
63
3.4.2.1 Litología de la sección productora Huamampampa: Compuesta por areniscas gris claro cuarzosas, con cemento silíceo, de baja porosidad y permeabilidad. Se convierten en reservorio cuando han sido fracturadas naturalmente por efecto de la Tectónica Terciaria. Intercalan niveles de limolitas o lutitas negro grisáceas. Estas areniscas constituyen el reservorio del yacimiento Margarita – Huacaya. Huacaya.
Icla: Lutitas y limolitas con intercalación de areniscas Los Monos: Esta formación está constituida predominantemente por lutitas, limolítas y muy escasa presencia de intercalaciones de arenas de grano muy fino. Tiene un moderado contenido orgánico, sin embargo, es la principal roca madre de d e los hidrocarburos que se explotan ex plotan en Bolivia y sus características litológicas le permiten ser un excelente sello para el reservorio Huamampampa. ( Licitación Licitación Repsol E&p Bolivia s.A., s.A., 2015)
Figura 3.2: Diseño de la cañería
Fuente: ( Licitación Licitación Repsol E&p Bolivia s.A., s.A., 2015)
3.4.2.2 Litología de la sección 24” (segunda etapa) Escarpment: El cuerpo superior de esta unidad está constituido principalmente por bancos de areniscas, ocasionalmente pueden estar intercalados pequeños niveles de diamictitas
64 y limolitas pero de muy poco espesor. El cuerpo medio está constituido mayoritariamente por diamictitas, limolitas y algunos niveles de arcillas, intercalan delgados niveles de areniscas estrato crecientes hacia la base con características similares a las del cuerpo superior. La base de esta unidad está constituida principalmente por areniscas conglomerádicas intercaladas con niveles delgados de diamictitas y limolitas.
Tarija: Esta unidad está caracterizada principalmente por la presencia de diamictitas verdosas y grisáceas intercaladas con areniscas, areniscas conglomerádicas y arcillas, es notable la diferencia de espesor de esta unidad en las secciones del subandino haciendo difícil una correcta correlación precisa entre ellas.
3.5 Datos Técnicos del Pozo Tabla 3.2: Características de los tramos
Intervalo (m) Trepano (pulg) 0-98 36 24 0-450 450-1050 1050-1500
Tipo
Grado
Conexión
Conductor
X-52
XLF
Superficial
Fuente: (Repsol E&P Bolivia S.A, 2015)
Figura 3.3: Secuencia de tubería
Fuente: ( Licitación Licitación Repsol E&p Bolivia s.A., s.A., 2015)
65
1er Etapa Tabla 3.3: Datos de la primera etapa conductora hasta 98 metros 36 pulg.
Peso Nominal OD 299 lb/ft
Heavy Weight
1 x 11 1/4” 2 x 11 1/4” 3 x 9 1/2 ” 3 x 6 5/8”
Trepano WOB Lodo
IADC 5 – 10 10 Kips 8.6 lb/gal
Profundidad (m) Diámetro del hoyo Drill collar
74.44 lb/ft
OD 11 ¼ ” OD 11 ¼ ” OD 11 ¼ ” OD 6 5/8 ”
ID ID 3” ID 3” ID 3” ID 3.5”
Fuente: ( Licitación Licitación Repsol E&p Bolivia s.A., s.A., 2015)
2da Etapa Tabla 3.4: Datos de la segunda etapa superficial Profundidad (m)
1500 metros
Diámetro del hoyo
24 pulg.
WOB
25 - 90 Kips
Lodo
8,6 – 9,2 9,2 lb/gal
Factor de seguridad
15%
3.6 Desarrollo de cálculos Como primer punto se procede a realizar los respectivos cálculos para el drill collar de esta manera dando a conocer la tubería a utilizar y la cantidad de tuberías a requerir en el tramo respectivo.
Cálculo del FF factor de flotación Como primer cálculo procedemos a usar la ecuación 3 de factor de flotabilidad para proceder a otros cálculos Datos δ lodo= 8,9 lb/gal
66 ff = 1 − 0,015 ∗ δ lodo
Donde: FF=Factor de flotación. δ lodo= Densidad del lodo.
Remplazando los siguientes datos tenemos: ff = 1 − 0,015 ∗ 8,9 ff = 0,86 ,8665
Cálculo del drill collar en el aire Se procede al cálculo siguiente para proporcionar peso a la barrena. Datos WOB= 57 klb FF= 0,8665 FS= 15% =
∗
Donde: WDC= Peso del dril collar en el aire (lb). WOB= Peso sobre la barrena (Klb). FS= Factor de seguridad. FF= Factor de flotación. Remplazando los siguientes datos tenemos: WDC =
57 klb klb ∗ 1, 1,15 15 0,8665
WDC WD C = 75, 75,64 6491 9163 633 3 klb WDC WD C = 75 75649 649,1 ,163 633 3L Lb b
Selección de la tubería Drill Collar Seleccionamos bajo tabla encontrada en el anexo (Figura 4.2) el Dril Collar a ser utilizado, donde obtenemos los siguientes datos:
67 OD: 9 ½ pulg ID: 3 ¼ pulg WDC: 213 lb/pie
Número de drill collar #DC =
WDC ∗ 1DC Peso Pe so D DC C ∗ 30 30ft ft
Datos: WDC= 754916,1633 Lb Peso DC= 213 lb/ft
Donde: #DC= Número de drill collars WDC= Peso del dril collar en el aire (lb). Peso DC= Peso del drill collar (lb/ft). Remplazando los siguientes datos tenemos: #DC =
75649,1 756 49,1633 633 Lb ∗ 1DC lb 213 ∗ 30ft 30ft ft
#DC #D C = 11 11,8 ,838 3867 6797 97 DC #DC = 12 D DC C
Para hallar la longitud total de las tuberías drill collars multiplicamos por la longitud que tiene cada tubería y obtenemos el siguiente resultado: 12 DC ∗ 30ft = 360 ft
Selección de la tubería de Heavy Weight Seleccionamos la tubería bajo tabla del anexo (Figura 4.3), la tubería Heavy Weight donde obtenemos el siguiente resultado: OD: 6 5/8 pulg ID: 4 ½ pulg WHWDP= 73,59 lb/ft
68
Cálculo de la longitud total las tuberías Heavy Weight WOB ∗ Fs − (W (WD DCI − LDC DC)) FF LHW HWD DP = WHWDP
Datos: WOB= 57 klb 57000 lb WDCI= 213 lb/pie FS= 15% FF= 0,8665 LDC= 360 ft WHWDP= 73,59 lb/ft
Donde: LHWDP= Longitud total de la tubería. WOB= Peso máximo en la broca (lb). WDCI= Peso en el aire del drill collar (lb/pie). FS= Factor de seguridad. FF= Factor de flotación. LDC= Longitud de los drill collars (ft). WHWDP= Peso en el aire de un heavy weigth (lb/ft). En base a la ecuación 7 y tomando resultados que ya se calcularon anteriormente tenemos lo siguiente: 5700 57 000 0 lb ∗ 1,15 1,15 − (2 (213 13 lb/f lb/ftt − 360) 360) 0,8665 LHWDP = 73,59 lb/ft LHWD LH WDP P = 10 1029, 29,97 9791 9118 18 ft
Una vez calculada la longitud total procedemos a hallar la cantidad de tuberías de heavy weigth, por lo que se divide sobre 30 ft que es la longitud que cada una posee. #HW = LHWDP ∗ 1HW 30ft
69
#HW #H W = 10 1029 29,9 ,979 7911 118 8 fftt ∗
1HW 30ft
#HW #H W = 34 34,33 ,3326 2637 3727 27 #HW = 34 H HW W
Selección de la tubería de perforación En principio se calculará la tensión de trabajo con la ecuaci ón 8 =
Datos: WDC= 75,64 klb
Donde: Tt= Tensión de trabajo (klb). WDC= Peso del dril collar en el aire (klb). = 75 75,6 ,64 4
Máxima tensión permisible Datos: Tt= 75.64 klb MOP=100 kl considerando en el peor escenario. = +
Donde: Mtp= Máxima tensión permisible (klb). Tt= Tensión de trabajo (klb). MOP= Margen de jalón 50-100 (klb). = 75,6 5,64 + 100 = 17 175, 5,64 64
70
Cálculo de la resistencia a la tensión requerida Datos: Mtp= 175,64 klb Fs= 15% = ∗ 1.15%
Donde: Rt= Resistencia a la tensión requerida (klb). Mtp= Máxima tensión permisible (klb). Fs= factor de seguridad. = 175 75,6 ,64 4 ∗ 1. 1.15 15% % = 20 201, 1,98 986 6
Presión hidrostática Datos: lodo= 8,9 lb/gal
TVD= 1500 m 4921 ft ℎ = 0,052 ∗ ∗
Donde: Ph= Presión hidrostática (psi). lodo= Densidad del lodo (lb/gal).
TVD= Profundidad vertical verdadera (ft).
Realizando el respectivo reemplazo obtenemos lo siguiente: ℎ = 0,052 ∗ 8,9
∗ 49 4921 21
ℎ = 22 2277 77,4 ,438 388 8
Determinamos la presión de colapso
71 Datos: Ph= 2277,4388 psi Fs= 15% = ℎ ∗
Donde: Pc= Presión de colapso (psi). Ph= Presión hidrostática (psi). Fs= Factor de seguridad. = 227 277, 7,4 438 388 8 ∗ 1. 1.15 15 = 26 2619 19,0 ,054 5462 62
Presión de estallido Datos: Pf= 1900 psi Fs= 15% = ∗
Donde: Pe= Presión de estallido (psi). Pf= Presión de formación (psi). Fs= factor de seguridad. = 1900 ∗ 1,15 = 2185
Con datos calculados anteriormente se procedió a buscar en el catálogo de tenaris, la cual se encuentra en el anexo (figura 4.4), 4.4) , la tubería de perforación seleccionada es la siguiente: Tubería Premium de 6 5/8 “
72 Grado E75
Longitud de la tubería de perforación y número de tuberías de perforación Datos:
TVD= 1500 m 4921 ft Long DC= 360 ft Long HW= 1029,979118 ft = − ∗ − .
Donde: TP= Tubería de perforación TVD= Profundidad vertical verdadera (ft). Long DC= Longitud de los drill collars (ft). Long HW= Longitud de los heavy weigth (ft). Finalmente reemplazando todo ello obtenemos el siguiente resultado: = 492 921 1 − 360 − 10 1029 29,9 ,97 791 9118 18 = 35 3531 31,0 ,020 208 882 ∗
1 30
= 11 117, 7,70 7006 0696 961 1 = 118
Tabla 3.5: Resumen de longitud y cantidades de tuberías para la 2da etapa Tipo de pieza Drill collar (DC)
Número de piezas 12
Longitud (ft) 360
Tubería pesada (HWDP)
34
1030
Tubería de perforación (TP)
118
3531
Fuente: elaboración propia
73
4 CAPÍTULO IV CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.2
CONCLUSIONES Cabe concluir que en el presente trabajo permitió analizar la metodología del diseño de
sarta de perforación, ya que hubo la necesidad de familiarizarse con el programa de perforación y extraer información acerca del pozo en estudio y que en este caso fue el del pozo HCY-2 del campo Huacaya, donde se describió la columna litoestatigráfica donde se pudo evidenciar la formación Tarija tramo con el que se trabajó y entre otros aspectos. Los resultados que se obtuvieron en el caso práctico fue la determinación de las longitudes y cantidades de las herramientas que lo conforman en un ensamblaje de fondo como ser DC (drill collar), HW (heavy weigth) y TP (tubería de perforación). todo ello en la sección de la segunda etapa de 24” de acuerdo a los parámetros técnicos. No obstante, se obtuvieron como resultado 12 DC con OD:9 ½ pulg, ID: 3 ¼ pulg. 34 HW con OD: 6 5/8 pulg, ID: 4 ½ pulg y 118 TP con OD: 6 5/8 pulg, coincidiendo de esta manera con el TVD que cuenta en la segunda etapa.
4.1
RECOMENDACIONES
Se recomienda al lector indagar más información para contar con la mayor cantidad de información de pozos de correlación de esta manera lograr satisfactoriamente los cálculos con las ecuaciones encontradas y tablas ya que son más complejas en cuanto a la búsqueda de ellas para lograr lograr una buena elección de aquellas tuberías de perforación que hace un uso indispensable principalmente en el ensamblaje de fondo, del mismo modo estudiar el lugar de referencia donde se realizarán los cálculos porque a partir de ello se tiene los resultados adecuados.
74
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75 Acute Pain Experience: An Examination of Individual Difference, Difference , 1. Licitación Repsol e&p bolivia s.a. (2015). s.a. (2015). Manual, & Perforador, A. D. E. (n.d.). Manual (n.d.). Manual de perforacion para ayudante ayudan te de perforador (cabo), perforador y malacatero. 456. malacatero. 456. http://wwwelrinconpetrolero.blogspot.com/2010/10/fundamentos-de-perforacion.html Ninla Elmawati Falabiba, Anggaran, W., Mayssara A. Abo Hassanin Supervised, Supervised , A., Wiyono, B. ., Ninla Elmawati Falabiba, Zhang, Y. J., Li, Y., & Chen, X. (2014). Drilling Engineering. Paper Engineering. Paper Knowledge . Toward a Media History of Documents, Documents , 5(2), 40 – 51. 51. Schlumberguer. (n.d.). schlumberber-introduccion-al-equipo(n.d.). schlumberber-introduccion-al-equipo-de-perforacionde-perforaciondd_0313ee315cd41dd0b95a9abc8ffb87a2.pdf . Sebasti, F. (2018). Equipos (2018). Equipos y Herramientas de Perforacion Perfor acion de pozos pozos.. Tenaris.. (1375). Tenaris
76
ANEXOS
77
Figura 4.1 Ubicación Ubicación del pozo
Fuente: (Repsol E&P Bolivia S.A, 2015)
Figura 4.2: Tablas de la tube tuberí rí a Drill collar
Fuente: (Manual & Perforador, n.d.)
78
Figura 4.3: Tablas de heavy weigth
Fuente: (Manual & Perforador, n.d.)
79
Figura 4.4: Catalogo de tenaris de la tubería de perforación
Fuente: (Tenaris (Tenaris,, 1375)
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