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Republica Bolivariana de Venezuela Ministerio del Poder Popular Para La Educación Superior Universidad Nacional Experimental Rafael Maria Baralt Perforación - Profesor: Daniel Santiago Los Puertos de Altagracia – Estado Zulia

INTRODUCCIÓN A

LA

PERFORACIÓN Realizado Por: Callejas, Saulimar.

18.633.964

17.019.926

Mendoza, Cindy. 17.619.459

Graterol, Doilly. 18.341.745

Mercado, Yaseudys.

Greglimar, Caguao.

17.010.907

18.866.759

Paredes, Robert. 18.618.601

Guerrero, Elisa. 18.636.934

Rincón, Ivonne. 18.795.387

Hernández, Dianora.

Rodríguez, Elio. 17.543.771

17.649.679 Lopéz, Luis Miguel. Los Puertos de Altagracia, Enero de 2008

INTRODUCCION

El petróleo es parte de las fuentes primarias de energía, al igual que la biomasa y la energía solar. Las principales fuentes de energía del mundo industrial actual son los combustibles fósiles: el carbón, el petróleo y el gas. Esto se debe a la relativa facilidad con la que se obtienen, y el aprovechamiento que se tiene de ellos con tan sólo un mínimo de procesamiento. Sin embargo, tienen la desventaja de que son recursos no renovables y que las emisiones atmosféricas que emiten por su combustión son contaminantes. El petróleo como fuente energética ha constituido una liga directa con el desarrollo social y económico de la humanidad, además de

que

las

investigaciones

hechas

sobre

las

propiedades

y

aplicaciones del petróleo, están relacionadas con la evolución de la industria La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo. La profundidad necesaria del pozo varía con la zona y la estructura geológica El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y las condiciones geológicas del subsuelo y en promedio se estima entre dos a seis meses. Dicha perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y en las partes inferiores cada vez más angosto.

Esto le da consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van utilizando brocas y tubería de menor tamaño en cada sección. Además, durante la perforación es fundamental la circulación permanente de un "lodo de perforación", el cual da consistencia a las paredes del pozo, enfría la broca y saca a la superficie el material triturado. Ese lodo se inyecta por entre la tubería y la broca y asciende por el espacio anular que hay entre la tubería y las paredes del hueco. El material que obtiene sirve para tomar muestras y saber cuál de las capas rocosas es la está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos. La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las características propias de cada yacimiento. Para que un pozo produzca, se instala una tubería de revestimiento a la altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería de

menor

diámetro,

conocida

como

"tubing"

o

"tubería

de

producción". En caso de que el yacimiento tenga energía propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), éste saldrá por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo. Si no existe esa presión, se emplean otros métodos de extracción. El más común ha sido el "balancín", el cual, mediante un permanente balanceo, acciona una bomba En el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie (IMP).

ESQUEMA

 Historia de la perforación  Pozos en Venezuela y extranjero Venezolanos  Tipos de perforación  Percusión  Rotación Rotación



 Sistema que pertenecen a la perforación 

Circulación



Elevación

 Potencia  Seguridad  Sarta de perforación  Top drive o kelly  Fases de la perforación  Hoyo superficial  Hoyo intermedio  Hoyo de producción

HISTORIA DE LA PERFORACIÓN EL PETROLEO EN EL MUNDO El petróleo representa por si un líquido combustible aceitoso. Se encuentra de diferentes colores, desde el blanco hasta el carmelita oscuro. Según su composición química el petróleo se compone de carbono

e

hidrogeno,

es

decir,

en

el

petróleo

existen

aproximadamente un 86% de carbono y 13% de hidrogeno los cuales se encuentran en forma de combinaciones llamadas hidrocarburos. Además de la combinación química, en el petróleo se encuentran: el nitrógeno, azufre y otros tanto en combinaciones orgánicas como inorgánicas. Las sociedades industriales modernas lo utilizan sobre todo para lograr un grado de movilidad por tierra, mar y aire impensable hace sólo 100 años. Además, el petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas y textiles, y para generar electricidad. En la actualidad, los distintos países dependen del petróleo y sus productos;

la

estructura

física

y

la

forma

de

vida

de

las

aglomeraciones periféricas que rodean las grandes ciudades son posibles gracias a un suministro de petróleo relativamente abundante y barato. Sin embargo, en los últimos años ha descendido la disponibilidad mundial de esta materia, y su costo relativo ha aumentado. Es probable que, a mediados del siglo XXI, el petróleo ya no se use comercialmente de forma habitual.

CARACTERÍSTICAS Todos los tipos de petróleo

se

componen

de

hidrocarburos,

aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno; el contenido de azufre varía entre un 0,1 y un 5%. El petróleo

contiene

elementos

gaseosos,

líquidos

y

sólidos.

La

consistencia del petróleo varía desde un líquido tan poco viscoso como la gasolina hasta un líquido tan espeso que apenas fluye. Por lo general, hay pequeñas cantidades de compuestos gaseosos disueltos en el líquido; cuando las cantidades de estos compuestos son mayores, el yacimiento de petróleo está asociado con un depósito de gas natural (véase Combustible gaseoso). Existen tres grandes categorías de petróleo crudo: de tipo parafínico, de tipo asfáltico y de base mixta. El petróleo parafínico está compuesto por moléculas en las que el número de átomos de hidrógeno es siempre superior en dos unidades al doble del número de átomos de carbono. Las moléculas características del petróleo asfáltico son los naftenos, que contienen exactamente el doble de átomos de hidrógeno que de carbono. El petróleo de base mixta contiene hidrocarburos de ambos tipos. Véase también Asfalto; Nafta. FORMACIÓN El petróleo se forma bajo

la

superficie

terrestre

por

la

descomposición de organismos marinos. Los restos de animales minúsculos que viven en el mar —y, en menor medida, los de organismos terrestres arrastrados al mar por los ríos o los de plantas que crecen en los fondos marinos— se mezclan con las finas arenas y limos que caen al fondo en las cuencas marinas tranquilas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten en rocas generadoras de crudo. El proceso comenzó hace muchos millones de años, cuando surgieron los organismos vivos en grandes cantidades,

y continúa hasta el presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el suelo marino bajo su propio peso. A medida que se van acumulando depósitos adicionales, la presión sobre los situados más abajo se multiplica por varios miles, y la temperatura aumenta en varios cientos de grados. El cieno y la arena se endurecen y se convierten en esquistos y arenisca; los carbonatos precipitados y los restos de caparazones se convierten en caliza, y los tejidos blandos de los organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural. Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre porque su densidad es menor que la de las salmueras que saturan los intersticios de los esquistos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquisto impermeable o una capa de roca densa: el petróleo queda atrapado, formando un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas impermeables, sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano. Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las filtraciones de gas natural COMO YACEN EL PETROLEO, EL GAS Y EL AGUA EN LAS ENTRAÑAS DE LA TIERRA El petróleo, el gas y el agua llenan los pequeñísimos vacíos poros en las rocas sedimentarias. Estos poros se forman entre partículas de minerales que componente las rocas sedimentarias. Se ha demostrado que el volumen de los poros de la roca dependen del tamaño, forma, disposición reciproca y clasificación de los granos de la misma.

Las rocas porosas y permeables parar el petróleo el gas y el agua se llaman colectoras las mejores colectoras se consideran las arenas muy permeable, las areniscas sueltas y las calizas cavernosas y agrietadas. Las arcillas las margas suaves la sal y el yeso son extremadamente poco permeables desde el punto de vista del desplazamiento libre del petróleo el gas y el agua. En las rocas que poseen poros conectados de gran tamaño el petróleo, el gas y el agua pueden desplazarse libremente además este desplazamiento se somete a las leyes de hidrostática y se realiza fácilmente ajo la influencia de la fuerza de gravedad. HISTORIA DE LA PERFORACIÓN EN EL MUNDO Desde la antigüedad el petróleo aparecía de forma natural en ciertas regiones terrestres como son los países de Oriente Medio. Hace 6.000 años los asirios y babilonios lo usaban para pegar ladrillos y

piedras;

los

egipcios,

para

engrasar

pieles;

y

las

tribus

precolombinas de México pintaron esculturas con él. En 1859 Edwin Drake perforó el primer pozo de petróleo en Pensilvania. El 14 de septiembre de 1960 en Bagdad, (Iraq) se constituye la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Las

principales

empresas

estatales

son

Aramco

(Arabia

Saudita), National Iranian Oil Company (Irán),PDVSA (Venezuela), China National Petroleum Corporation, Kuwait Petroleum Company, Sonatrach, Nigerian National Petroleum Corporation, Libya National Oil Co, Petróleos Mexicanos (PEMEX) (México) y Abu Dhabi National Oil Co. En el caso de la mayor empresa rusa, lukoil, la propiedad gubernamental es parcial. La industria petrolera clasifica el petróleo crudo según su lugar de origen (p.e. "West Texas Intermediate" o "Brent") y también

relacionándolo con su gravedad API American Petroleum Institute) ("ligero", "medio", "pesado", "extrapesado"); los refinadores también lo clasifican como "dulce", que significa que contiene relativamente poco azufre, o "ácido", que contiene mayores cantidades de azufre y, por lo tanto, se necesitarán más operaciones de refinamiento para cumplir las especificaciones actuales de los productos refinados. Debido

a

la

importancia

fundamental

para

la

industria

manufacturera y el transporte, el incremento del precio del petróleo puede ser responsable de grandes variaciones en las economías locales y provoca un fuerte impacto en la economía global. Crudos de referencia: Brent Blend, compuesto de 15 crudos procedentes de campos de extracción en los sistemas Brent y Ninian de los campos del Mar del Norte, este crudo se almacena y carga en la terminal de las Islas Shetland . La producción de crudo de Europa, África y Oriente Medio sigue la tendencia marcada por los precios de este crudo. West Texas Intermediate (WTI) para el crudo estadounidense. Dubai se usa como referencia para la producción del crudo de la región Asia-Pacífico. Tapis (de Malasia), usado como referencia para el crudo ligero del Lejano Oriente. Minas (de Indonesia), usado como referencia para el crudo pesado del Lejano Oriente. Países productores Cesta OPEP:



Arabia Ligero de Arabia Saudita



Bonny Ligero de Nigeria



Fateh de Dubai



Istmo de México (no-OPEP)



Minas de Indonesia



Saharan Blend de Argelia



Tía Juana Ligero de Venezuela

La OPEP intenta mantener los precios de su Cesta entre unos límites superior e inferior, subiendo o bajando su producción. Esto crea una importante base de trabajo para los analistas de mercados. La Cesta OPEP, es más pesada que los crudo Brent y WTI. Si la extracción continúa al mismo ritmo que en el 2002, salvo que se encontrasen nuevos yacimientos, las reservas mundiales durarían aproximadamente 42 años. Se calcula que quedan unas 143.000 billones de toneladas. Hay entre 6,8 y 7,2 barriles de petróleo por tonelada, en dependencia de la densidad del petróleo. Por tanto, las reservas de crudo se calculan entre 970 y 1003 billón billones de barriles de petróleo. Sin embargo, el límite de las reservas podría estar más cercano aún si se tienen en cuenta modelos de previsión con un consumo creciente como ha venido siendo norma a lo largo de todo el siglo pasado. Los nuevos descubrimientos de yacimientos se han reducido drásticamente en las últimas décadas haciendo insostenible por mucho tiempo los elevados niveles de extracción actuales, sin incluir la futura demanda de los consumidores asiáticos. Por otra parte la

mayoría de las principales reservas mundiales han entrado en declive y solo las de oriente medio mantienen un crecimiento sostenido. Se espera que incluso esos yacimientos entren en declive hacia el 2010 lo que provocaría que toda la producción mundial disminuyera irremediablemente conduciendo a la mayor crisis energética que haya sufrido el mundo industrializado. Según la Teoría del pico de Hubbert, actualizada con datos recientes por la Asociación para el estudio del pico del petróleo, el inicio de dicho declive debería empezar el 2007. Existen otros tipos de reservas de hidrocarburos, conocidos como bitumenes, el cual es petróleo extrapesado, las más conocidas son las reservas de bitumen de las Arenas de Athasca en Canadá, y la faja petrolífera del Orinoco en Venezuela. Según cálculos de la estatal venezolana PDVSA, la unión de estas reservas no convencionales con reservas convencionales le da a Venezuela el primer puesto como el país con mayores reservas de hidrocarburos en el planeta. Principales Estatales Petroleras de América Latina Petróleos Mexicanos (PEMEX) es una paraestatal mexicana, creada en 1938, que cuenta con un monopolio constitucional para la explotación de los recursos energéticos (principalmente petróleo y gas) en territorio mexicano, aunque también cuenta con diversas operaciones en el extranjero. PEMEX es la única empresa que puede explotar el petróleo en México. Es la mayor empresa de petróleo de toda América Latina Esta empresa actúa bajo la supervisión de un consejo de administración, cuyo presidente es el Secretario de Energía, actualmente la Dra. Georgina Kessel Martínez. El Director General de PEMEX (el cual es el encargado de las operaciones diarias) es Jesús Reyes Heroles González Garza.

Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA) es una empresa estatal que se dedica a la explotación, producción, refinación,

petroquímica,

mercadeo

y

transporte

del

petróleo

venezolano. Fue creada el 1 de enero de 1976. PDVSA es la segunda empresa más grande de América Latina, después de Pemex en México, catalogada en 2005 como la tercera empresa petrolera a nivel mundial y clasificada por la revista internacional Fortune como la empresa número 35 entre las 500 más grandes del mundo.[1] Petróleos de Venezuela está de tercera en el ranking de las 50 empresas petroleras del mundo, sólo superada por Saudi Aramco, de Arabia Saudita, y por ExxonMobil, de Estados Unidos. Entre sus mayores activos internacionales están las refinerías Citgo en los Estados Unidos de América de la cual es propietaria en un 100%, la Ruhr Oil en Alemania, la cual posee en un 50%, y la Nynas, en Suecia, en la cual es propietaria equitativamente con una empresa petrolera de Finlandia. Petrobras es una empresa integrada de energía de origen brasileño.

De

naturaleza

semi-pública

[1][2]

con

participación

nacional y extranjera privada [3][4]. Petrobras opera en forma activa en el mercado internacional de petróleo como así también a través del

intercambio

de

una

importante

diversidad

de

productos

relacionados con la industria hidrocarburífera. Entre otras cosas, Petrobrás se destaca por utilizar alta tecnología en operaciones de exploración y producción de petróleo en aguas abiertas (off shore) contando con el récord de la planta de producción de crudo más profunda del mundo. Petroecuador (Empresa Estatal Petróleos del Ecuador) es una empresa estatal ecuatoriana, creada el 26 de septiembre de 1989, encarga de la explotación de hidrocarburos. El Estado directamente por medio de Petroecuador o por contratos de asociación con terceros

asume

la

exploración

y

explotación

de

los

yacimientos

de

hidrocarburos en el territorio nacional y mar territorial. Ecopetrol S.A. es una Sociedad Pública por acciones, del estado colombiano, dedicada a explorar, producir, transportar, refinar y comercializar hidrocarburos. Con utilidades promedio en los últimos 5 años superiores a los 1.2 billones de pesos anuales y exportaciones en el mismo período por más de 1.981 millones de dólares, es la cuarta petrolera estatal más grande de América Latina. Enarsa (acrónimo de Energía Argentina S.A.) es una empresa pública argentina dedicada a la exploración, explotación, destilación y venta

del

petróleo

y

sus

productos

derivados,

así

como

la

comercialización de gas natural y electricidad. La titularidad de la empresa está repartida en un 53% perteneciente al Estado nacional, un 12% en manos de las provincias y el resto a comerciarse en la bolsa de comercio. Enarsa cuenta entre sus activos el monopolio legal sobre de la exploración y explotación de la plataforma submarina del Mar Argentino. HISTORIA DE LA PERFORACION EN VENEZUELA. La perforación en Venezuela se puede dividir en dos periodos principales: pre- nacionalización y post – nacionalización. Periodo Pre – Nacionalización: Este periodo comprende los años 1878 a 1975, inclusive, cuando

el

régimen

de

exploración/exportación

petrolera

preponderante se fundamento en el otorgamiento de concesiones por el estado. Individualmente, tanto venezolanos como extranjeros obtuvieron

concesión

pero

mayoritariamente

fueron

empresas

extranjeras las que en diversas oportunidades comprobaron el potencial petrolífero del país. La perforación de pozos petrolíferos en Venezuela comenzó en 1878, en la concesión de 100 hectáreas otorgadas a Don Manuel Antonio Pulido en su propia hacienda la Alquitrana, ubicada a 15 kilómetros de Rubio estado Táchira, allí se utilizo el sistema de perforación a percusión y se perforaron pozos hasta 27 metros, y varios resultaron productores posteriormente (1912-1913), una de las empresas asfalteras radicadas en el país la New York Bermúdez Company, comenzó a perforar en sus concesiones que abarcaban el lago de asfalto del Guanoco, estado sucre y encontró petróleo sumamente pesado en el pozo bebabui-1. Uno de los pozos produjo 900 barriles de petróleo diarios a la profundidad de 189 metros. La perforación del Zumaque-1 en 1914, descubrió al campo Mene Grande el sistema a percusión se utilizo en el occidente de Venezuela hasta 1920 llegando a lograr pozos de 1925 metros. En 1922 el pozo Barrosos-2 descubrió el campo La Rosa estado Zulia que le dio categoría internacional a Venezuela como gran productor de petróleo. Este pozo produjo por un reventón y estuvo fluyendo sin control durante 10 días a razón de 100 mil barriles diarios. En el oriente de Venezuela se usaron los equipos de percusión hasta 1928, año en el que se descubrió el campo Quiriquire, estado Monagas utilizando por primera vez un equipo rotatorio. Después de este periodo inicial toda la perforación en Venezuela se ha hecho con el sistema de perforación rotatoria. En general, la cantidad de pozos ha variado de acuerdo a diferentes periodos de auge o de recesión, dependiendo de la oferta y demanda de hidrocarburos en los mercados mundiales. Hasta 1929 hubo un aumento progresivo de pozos terminados por año, llegando

hasta 615 pozos ese año. Este esfuerzo inicial de perforación se concentro en los campos costaneros del lago de Maracaibo distrito Bolívar, estado Zulia. A mediados de 1929 por motivos de la depresión económica mundial disminuyo la actividad de perforación. No obstante los varios intervalos de recesión de corta duración, las operaciones de perforación fueron aumentando progresivamente hasta 1957, cuando terminaron 1813 pozos. De 1957 a 1960 hubo una reducción drástica en las actividades de exploración debido a la sobreproducción mundial de petróleo. En la década del 60 en Venezuela ocurrieron una serie de acontecimientos que afectaron directamente a la industria petrolera entre los cuales se destacan: el gobierno venezolano opto por la política de “No más Concesiones” a las empresas petroleras extranjeras y esto disminuyo la perforación de pozos exploratorios; se redujeron las inversiones y la perforación de pozos de desarrollo se creó la empresa estatal petrolera CVP; se aprobaron contratos de servicio de empresas extranjeras con la CVP y el ministerio de minas e hidrocarburos aprobó varias resoluciones concerniente al mercado de los hidrocarburos a las operaciones petroleras e informaciones sobre las actividades. En la década del 70 se aprueban se establecen valores mínimos para los hidrocarburos exportados; se aprueban las ley sobre bienes afectos a reversión en las concesiones de hidrocarburos, ley que reserva al estado la industria del gas natral, ley que reserva el estado de explotación del mercado interno de los productos derivados de hidrocarburos, normas que regulan el registro de exportadores de hidrocarburos y sus derivados, ley orgánica que reserva al estado la industria y el comercio de los hidrocarburos y el 30 de agosto de 1975 por decreto Nº1.123 se crea la empresa estatal (CASA MATRIZ) Petróleos de Venezuela S.A. Como consecuencia del desencadenamiento de estos hechos las empresas concesionarias restringieron sus actividades a las de una industria petrolera esencialmente extractiva y predomino la

política

de

contracción

de

inversiones

y

de

gastos,

y

de

mantenimiento esencial de platas y equipos. La actividad de perforación exploración y de desarrollo se redujo sustancialmente. Periodo Post – Nacionalización: El

periodo

de

post

nacionalización

comprende

el

lapso

transcurrido desde el momento de la nacionalización de la industria petrolera desde el 1 de enero de 1976, en adelante. Las actividades de perforación se incrementan con la exploración de nuevas aéreas costa fuera y en la faja petrolífera del Orinoco.; y la reactivación de la perforación de pozos de desarrollo en los yacimientos tradicionales así para 1982 se llegó a terminar 1156 pozos (225 pozos exploratorios y 931 pozos de desarrollo). Uno de los aspectos más importantes de este periodo lo constituyo el fortalecimiento de la capacidad de perforación con taladros propios. Las filiales operadoras adquirieron 73 nuevos taladros mediante lo cual han logrado grandes ahorros para la industria al reducir su dependía de los taladros contratados. Para fines de 1986 de los 153 taladros existentes en el país el 46% eran propios 80 de estos taladros se utilizan en perforación y el resto de actividades de reacondicionamiento, reparación y servicios de pozos. Es importante destacar que los taladros construidos para trabajar en el lago de Maracaibo fueron diseñados por la industria petrolera venezolana. En muchos aspectos la tecnología desarrollada en el lago de Maracaibo a sido precursora de la tecnología para las operaciones costa afuera que hoy se realizan mundialmente. La actividad de explotación que se llevo a cabo costa fuera durante 1978 se efectuó en la Ensenada de la Vela, estado Falcón, donde se perforaron 14 pozos a profundidades entre 2370 y 3650 metros. Adicionalmente, en 1979, se comenzó la exploración de las nuevas áreas de la plataforma continental que incluyo las cuencas de

Carupano (20 pozos), el golfo de Paria (4 pozos), del Delta Costa Afuera (5 pozos), del golfo Triste (4 pozos) y la cuenca de cariaco (12 pozos). Estas actividades concluyeron en septiembre de 1983 después de un total de 72 pozos, de los cuales se probaron 70 luego de alcanzar el objetivo programado. Algunos de estos pozos alcanzaron profundidades de hasta 5800 metros. La actividad exploratoria más resaltante en tierra se desarrollo en la faja petrolífera del Orinoco y cubrió un área de unos 50mil kilómetros cuadrados. Entre los años 1980y 1983 se perforaron en la faja 667 pozos exploratorios, en su mayoría a profundidades de 900 metros y 1500 metros. Este esfuerzo hizo posible cuantificar las reservas de la faja petrolífera del Orinoco, estimadas en 1,2 millones de millones barriles de petróleos en sitio. TIPOS DE POZOS Después que los geólogos y geofísicos han encontrado lo que aparenta ser un sitio favorable para una acumulación de petróleo, se procede a perforar un pozo. El pozo es una excavación que se realiza en la tierra para buscar la vena de petróleo, consiste en un hoyo profundo que en la práctica y en el mejor de los casos conduce hasta el yacimiento del cual se extraerá el hidrocarburo. Esta actividad la ha practicado el ser humano desde tiempos muy remotos en muchas partes del mundo, para obtener agua dulce, salmuera y hasta petróleo y gas mucho antes de establecer la industria petrolera. Los pozos se caracterizan dependiendo de la función que desarrollen y el estado en que se encuentren pueden ser:

Pozos de exploración. Después del análisis de los datos geológicos y de las prospecciones geofísicas se perforan pozos de exploración, en tierra firme o en el mar. Los pozos de este tipo que se perforan en zonas donde no se había encontrado antes petróleo ni gas se denominan pozos experimentales o de cateo. Los pozos donde se encuentra petróleo o gas reciben el nombre de “pozos de descubrimiento”. Otros pozos de exploración, conocidos como “pozos de delimitación” o “de valoración”, se perforan para determinar los límites de un yacimiento después del descubrimiento, o para buscar nuevas formaciones que contengan petróleo o gas, situadas cerca o debajo de las que ya se sabe que contienen el producto. A un pozo donde no se encuentra petróleo ni gas, o sólo en cantidades demasiado escasas para una producción económica, se le llama “pozo seco”. Pozos de desarrollo. Después de un descubrimiento se determina de forma aproximada la extensión del yacimiento mediante una serie de pozos de delimitación o de valoración. Acto seguido se perforan pozos de desarrollo para producir gas y petróleo, cuyo número depende de la definición esperada del nuevo yacimiento, tanto en tamaño como en productividad. Debido a la incertidumbre acerca de la forma o el confinamiento de los yacimientos, algunos pozos de desarrollo pueden resultar pozos secos. A veces, la perforación y la producción se realizan simultáneamente. Pozos de geopresión y geotérmicos.

Son pozos que

producen agua a una presión (7.000 psi) y una temperatura (149 °C) extremadamente elevadas, la cual puede contener hidrocarburos. El agua se convierte en una nube de vapor caliente y gases que se expande rápidamente al ser liberada a la atmósfera debido a una fuga o una rotura.

Pozos mermados o casi agotados. Son los que producen menos de diez barriles de petróleo diarios en un yacimiento. Pozos de múltiples zonas. Cuando se descubren múltiples formaciones productivas al perforar un solo pozo, puede introducirse una columna de tubos en un mismo pozo para cada una de las formaciones. El petróleo y el gas de cada formación se dirigen a su respectiva tubería y se aíslan de los demás mediante obturadores, que sellan los espacios anulares entre la columna de tubos y el revestimiento. Son los denominados pozos “de múltiples zonas”. Pozos de inyección. Bombean aire, agua, gas o productos químicos a los yacimientos de los campos de producción, ya sea para mantener la presión o para desplazar el petróleo hacia pozos de producción mediante fuerza hidráulica o un aumento de la presión. Pozos de servicio. Son los que se utilizan para operaciones de pesca de tubos o accesorios y operaciones con cable de acero, colocación de obturadores o tapones, o retirada y rehabilitación. Asimismo se perforan para la evacuación subterránea del agua salada que se separa del crudo y el gas. CLASIFICACIÓN DE LAS POZOS El Pozo Vertical La

mayoría

de

los

pozos

se

consideran

rectos,

pero

considerarlos así es ignorar la tendencia de estos a desviarse de la vertical. En muchas regiones petroleras del mundo, reglamentos gubernamentales exigen que el pozo sea perforado siguiendo la más exacta verticalidad que se pueda. Cualquier descarrío de este procedimiento obliga a que se obtenga un permiso especial de la agencia legislativa del gobierno.

Un pozo vertical parejo facilita bajar tubería de revestimiento más grande con mínimo espacio y permite la posibilidad de utilizar una tubería de revestimiento extra en una etapa posterior en las operaciones de construcción de pozos. Un pozo que no mantiene la verticalidad puede eliminar esta opción. Un beneficio aun mayor es que la perforación vertical de alta calidad brinda la oportunidad de minimizar el tamaño del pozo desde el comienzo. Un pozo pequeño es típicamente más rápido de perforar y representa menos costos tanto para la eliminación de recortes como en materia de tabulares y cemento. Muchos operadores minimizan la huella de las operaciones de perforación en la superficie perforando varios pozos direccionales desde una localización de superficie a localizaciones de fondos de pozos ampliamente espaciadas. En estas operaciones, la perforación vertical, es una técnica esencial para evitar colisiones en las secciones

superiores del pozo perforadas desde plantillas de

plataformas marinas y localizaciones de perforación en tierra firme. La perforación vertical de las secciones superiores de los pozos es también critica para el éxito de las operaciones de perforación de de largo alcance. La tortuosidad excesiva en la parte superior del pozo causa un mayor esfuerzo de torsión y arrastre en las secciones subsiguientes del pozo, lo que puede conducir al desgaste de la sarta de perforación y la tubería de revestimiento. La tortuosidad también aumenta el potencial de problemas de perforación, tales como una pobre limpieza del pozo, atascamiento/deslizamiento e incapacidad para alcanzar la profundidad planeada debido al esfuerzo de torsión de arrastre. Un pozo parejo y en calibre generalmente genera registro de pozos superiores que simplifica la evaluación de la perforación.

En el pasado, se bajaban simples arreglos de péndulo para mantener bajos los ángulos de inclinación del pozo, pero su eficacia era limitada en las formaciones duras o con inclinación pronunciada. Las bajadas de corrección para volver el pozo a la verticalidad resultan costosas y no evita que el problema volviera a ocurrir. A fin de responder a la necesidad de pozos rectos y verticales, se dispone en la actualidad de un sistema rotativo y direccional para los casos de perforación vertical, su continua rotación minimiza el riesgo de atascamiento mecánico, y la carencia de componentes estacionarios de fondo de pozo, elimina el efecto de anclaje de una parte no rotativa. La herramienta es programada desde la superficie para buscar y mantener automáticamente la verticalidad en el pozo sin ninguna interacción desde la superficie. Los sensores, determina si la inclinación esta cambiando a lo largo y por cuanto. Su han ocurrido cambios, la herramienta determina automáticamente la dirección necesaria para volver a la orientación vertical, utilizando almohadillas que empujan activamente contra la pared superior del pozo. En una gran proporción los pozos son perforados desde una localización directamente sobre el reservorio objetivo. Entonces con el fin de perforar un pozo exitosamente, el pozo debería ser perforado verticalmente, o casi verticalmente. En la practica existen factores que hacen muy difícil mantener perfectamente vertical un pozo. Un pequeño ángulo de apartamiento es aceptable, pero obviamente, entre más se aparte un pozo de su trayectoria planeada, más probable es que no llegue a la zona prevista en el objetivo. Esto es un error cuya corrección costaría mucho tiempo y dinero pues el pozo requerirá el uso de costosas herramientas de fondo para dirigirlo nuevamente a su curso debido, o bien tendrá que ser re-perforado con el fin de llegar ala objetivo.

Las consideraciones en la formación como dureza, estructura y buzamiento o inclinación, son factores obvios para que un pozo se salga de su curso. Causas comunes de desviación Litología Inter. Estratificada/ Perforabilidad La litología Inter. Estratificada (con capas alternadas de formaciones duras y blandas) hace difícil mantener el ángulo del pozo pues tienen diferentes perforabilidades, ocasionando que la broca se deflecte de su curso, en forma parecida cuando la luz reflecta diferente en agua que en aire. Además

aparecen

problemas

asociados

con

litologías

alternantes es la aparición de cambios abruptos en el diámetro del hueco, pues se hace pequeño en formaciones duras y se desgasta en formaciones débiles. Buzamiento de la Formación (Dip) El buzamiento de la formación (el ángulo al cual la formación se separa de la horizontal)

puede ocasionar un pozo a desviarse. En

formaciones con un grado alto de buzamiento, los planos de asentamiento de las placas proporcionan un ángulo natural y fácil para ser seguido por la broca, tendiendo así a desviarse hacia abajo por el plano de buzamiento. En formaciones menos profundas la broca tiende a seguir la inclinación hacia arriba del plano de buzamiento.

Fallas

La perforación a través de fallas (una fractura en la formación donde un lado de la fractura se desplaza hacia arriba, o hacia abajo, o lateralmente en posición relativa a la roca al otro lado de dicha fractura) puede ocasionar que un pozo se desvíe de la vertical.

Esto puede resultar en que rocas de diferente perforabilidad queden yuxtapuestas, o desde el plano de falla algún material fallado pueda hacer reflectar la broca de su curso original. Malas prácticas de perforación El excesivo peso en la broca acentúa la tendencia de la broca a salirse de curso. Aplicar mas peso en la broca compensar el usar una broca inadecuada, una broca gastada o empacada, en términos de mantener la rata de penetración, pero el incremento en el peso puede causar que la broca se salga de su curso, como resultado que la sarta se arquee y re-direccione la sarta. Si hay demasiado espacio entre drillcollars

de diámetro

delgado comparado con la pared del pozo hace posible que la sarta se mueva lateralmente. Estos movimientos pueden ser evitados usando estabilizadores y herramientas de diámetro adecuado, que estabilicen la sarta y la mantengan centralizada.

Si el BHA (ensamblaje de fondo) no esta estabilizado, la broca se reflectará más fácilmente, creando entonces un hueco desviado. Mientras menos rígido sea el ensamblaje de fondo, el peso excesivo ocasionará el doblamiento de la tubería, deflectando la broca. Rotar la sarta fuera del fondo durante períodos largos, también puede ocasionar desviación, pues se crearán secciones con el diámetro agrandando, permitiendo que la broca tome otro camino. Pozo Inclinado Generalmente se perforan pozos para que sean verticales, pero algunas veces es necesario o ventajoso perforar un pozo a un ángulo fuera de la vertical. Este tipo de perforación se refiere a la desviación intencional de la dirección de excavación. Algunas de las razones por las cuales se perforan, a propósito este tipo de pozo son: Fallando Objetivo ( Missed Target) Si se ha de fallar en llegar a cierto objetivo con la trayectoria que se esta llevando, la perforación direccional sirve para redireccionar el pozo hacia la formación productiva.

Pozo de trayectoria lateral (sidetracking) y enderezamiento (straightening) La perforación direccional puede realizarse como una operación remedial, ya sea para dirigir el pozo por una trayectoria lateral para evitar

un

obstáculo

(tubería

y

herramientas

abandonadas

y

cementadas y el pozo taponado) desviando el pozo a un lado de la

obstrucción, o de llevar al pozo nuevamente a la vertical enderezando las secciones desviadas. Buzamiento estructural (structural dip) Si la estructura de la formación y su buzamiento van hacer muy difícil mantener vertical un pozo, puede ser mucho mas rápido y barato situara el taladro tendiendo en cuenta la desviación que el pozo ha de tomar y permitirle orientarse naturalmente hacia el objetivo. El pozo puede ser orientado o diseccionado en las últimas etapas para hacer mas precisa su llegada al objetivo. Perforación a través de una falla (fault drilling) La perforación direccional puede ser usada para reflectar la trayectoria de un pozo y eliminar el peligro de perforar un pozo vertical a través de una falla abruptamente inclinada la cual podría torcer y cortar el revestimiento. Para entrar en una formación en un punto particular o a un ángulo determinado La perforación direccional hace posible penetrar una formación en un punto o ángulo particular, en forma que se pueda llegar a la máxima productividad del reservorio. Para llegar a una localización inaccesible. Se puede situar al taladro fuera del objetivo, para llegar posteriormente con perforación direccional, y así llegar a una localización

sobre

una

formación

productora

de

otra

manera

inaccesible (como debajo de una población, terreno montañoso o pantanoso, o cundo no se permite le acceso).

Para perforar un yacimiento que esta bajo el agua Cuando una formación productiva queda bajo el agua, la perforación direccional permite que el pozo se perfore se perfore desde una superficie en tierra hacia el objetivo bajo el agua. Aunque la perforación direccional es costosa, lo es menos que la perforación costa afuera. Perforación costa afuera La perforación direccional se usa comúnmente en perforación costa afuera porque se pueden perforar varios pozos desde la misma plataforma. Esto simplifica las técnicas de producción y recolección, dos factores importantes que intervienen en la factibilidad económica y en los programas de perforación costa afuera. Ejemplo de esto son los pozos que se encuentran ubicados debajo del Océano Pacifico. Para perforar a través de un domo salino La perforación direccional se usa para resolver los problemas de perforar un pozo a través de un domo salino y llegar a una formación productora la cual frecuentemente yace bajo la capa selladora inferior del domo. Pozos de alivio Los pozos de alivio fueron la primera aplicación de la perforación direccional. Estos pozos de alivio se perforan hacia

un

pozo cercano que esta fuera de control, haciendo posible que el pozo fuera de control pueda ser controlado por medio de inyección por el pozo de alivio.

Métodos de cálculo de la desviación Existen dos métodos, radio de curvatura y curvatura mínima, que son adaptados como los más precisos y son los más usados en toda la industria. Ambos asumen una curva suave, o arco, se produce entre los puntos sucesivos donde se ha tomado el registro y ambos requieren el uso de una computadora para ser aplicados eficientemente en el pozo. Radio de curvatura El método del radio de curvatura asume que la trayectoria del pozo entre puntos sucesivos donde se ha tomado es un segmento esférico. La dimensión exacta

de la esfera es determinada por los

vectores direccionales, en los puntos donde se ha tomado el registro, y la distancia entre los mismos. Este método, al igual que el método de la curvatura mínima, están sujetos a errores entre mayor sea la distancia entre los puntos y si hay ocurrencia de patas de perro entre los puntos. Curvatura mínima Para un intervalo dado, el método de curvatura mínima toma los valores de inclinación (I) y de dirección (A). a partir de estos puntos, este método produce un arco de curvatura mínima para determinar la trayectoria entre dichos puntos.

El arco circular se define por un factor (RF) determinado por el valor de la pata de perro (DL) y es el resultado de minimizar la curvatura total dentro de las limitaciones impuestas por los puntos donde se ha tomado el registro.

RF   360 /  DL   * 1  cos DL  / seDL TVD   MD / 2  cos I 1  cos I 2  * RF Norte   MD / 2  senA1  senB 2  * RF Este   MD / 2  senI 1senA1  senI 2 senA2  * RF

Terminología de la perforación direccional

Angulo de revestimiento

Azimut

Es el ángulo del cambio de inclinación, expresado en grados sobre una distancia dada (ej.: 2º/100pies) La dirección del pozo ala profundidad del registro,

expresada

en

grados

(0º-359º)

medidos en dirección horaria a partir del Norte verdadero.

Ubicación del fondo

Es la profundidad vertical verdadera y el valor

del pozo (Bottom

de acercamiento (Closure) a profundidad

hole location) Sección de

total. Es el intervalo donde se hace el ángulo

levantamiento (Build

deseado para el pozo.

Section) Acercamiento (Closure) Sección de Angulo constante (Constant Angle Section) Curso (Course Length) Declinación

Es la distancia horizontal más la dirección hasta un punto específico del pozo (3000ft N60ºE). Es el intervalo donde se mantiene constante el ángulo deseado para el pozo. Es la distancia medida entre dos puntos registrados sucesivos. La diferencia entre le Norte verdadero y el

Apartamiento

Norte magnético. La distancia horizontal que se ha desviado el

(Departure) Orientación (Drift

pozo de la vertical. Es la dirección del pozo, relativa al punto de

Direction)

referencia respecto al Norte. Es el ángulo, en grados, al cual el pozo se

Inclinación Punto de Kick- Off;

desvía de la vertical. Es donde comienza el hueco desviado, donde

(Kick off Point) Profundidad medida

se aparta a un nuevo rumbo. Es la longitud del pozo medida a lo largo de

(measured depth) Objetivo (target) Profundidad total (total depth)

Profundidad vertical verdadera

su trayectoria. El punto donde

planea

penetrar

la

formación productiva. La máxima profundidad definida alcanzada por el pozo. La profundidad

del

perpendicularmente

desde

pozo la

medida superficie

donde esta la cabeza del pozo. En los pozos direccionales verdadera

Cabeza del pozo

se

la

siempre

profundidad

vertical

será

menor

que

la

referencia

para

el

profundidad medida. El punto normal de

(Wellhead)

apartamiento y la dirección.

Perfiles de pozos Existen tres perfiles principales que pueden ser previstos para la trayectoria de un pozo. Note que en caso de corrección de curso, podría haber muchas variaciones del perfil previsto. Perfil de deflexión superficial El perfil de deflexión superficial esta caracterizado por una deflexión superficial inicial. Cuando se logra la inclinación y el azimut deseados,

se

reviste

el

pozo

para

proteger

la

sección

de

levantamiento. Se mantiene l ángulo del pozo con el fin de llegar al objetivo. Este profundidad

perfil

es

usado

moderada

principalmente

donde

no

se

para

necesita

perforación

a

revestimiento

intermedio. También se usa para perforar pozos más profundos que requieren in gran desplazamiento lateral. La mayoría de los pozos direccionales se planean con este perfil. Perfil de curva en S El perfil de curva en S se caracteriza también por una deflexión inicial a una profundidad superficial con un revestimiento aislando la seccion de levantamiento. El ángulo de perforación se mantiene hasta que se ha perforado la mayor parte del desplazamiento lateral deseado. El ángulo del hueco se reduce o se regresa a la regresa a la vertical con el fin de llegar al objetivo. Perfil de deflexión aguda El perfil de deflexión aguda se caracteriza por una deflexión inicial mucho más abajo del revestimiento de superficie, luego se mantiene el ángulo con el fin de llegar al objetivo.

Etapas de la Perforación con Desviación Se consideran cuatro etapas principales en la perforación de un pozo direccional. 

Kick off: Este es el punto al cual el pozo se aparta de la vertical.

Esto se consigue por medio de varia técnicas de desviación como el uso de boquillas desviadoras, cucharas (whipstoks), motores y substitutos angulados (bent subs) 

Sección de levantamiento: Después de Kick off, la inclinación

del pozo se aumenta hasta el ángulo deseado de deflexión. Esto generalmente se consigue mediante el uso de motores y de substitutos angulares (bent subs). Es muy importante que se eviten los cambios severos del ángulo y la creación de patas de perro. 

Sección de ángulo constante: Una vez que se ha conseguido el

ángulo de deflexión deseado en la sección de levantamiento, se debe mantener la trayectoria para llevar el pozo al objetivo. 

Disminución del ángulo: esto puede requerirse si el pozo se esta

dirigiendo por encima del objetivo. Se puede reducir el ángulo

variando al posición de los estabilizadores (péndulo) y la rigidez de la sarta, permitiendo al efecto del péndulo reducir el ángulo. Reducir el peso en la broca también ayuda a reducir el ángulo.

Malos efectos de la desviación Hay muchos malos efectos por la desviación de un pozo. Esto se agrava si el pozo cambia de dirección y si resulta curvas cerradas, algunos de los efectos mas serios del hoyo desviado pueden ser los siguientes: 1. Aumento

del

esfuerzo

de

torsión:

los

hoyos

torcidos

incrementan el esfuerzo torsional requerido para hacer girar la tubería de perforación y la barrena. El aumento de fricción de la tubería contra la pared del ángulo dificulta más el control de peso sobre la barrena. 2. Tensión de fatiga: los hoyos torcidos acrecientan enormemente el esfuerzo de fatiga de la sarta de perforación y de esto resulta una perforación mayor de fallas de la tubería. 3. Desgaste de la sarta de perforación: las tuberías y las uniones se desgastan más rápidamente por el aumento de la fricción contra el lado del hoyo. 4. Problemas de revestimiento: a veces, cuando se baja la tubería de revestimiento en un hoyo torcido, se puede fatigar hasta el piento de ruptura o quedarse atascada en el fondo del pozo. 5. Trabajos de pesca: los hoyos torcidos pueden, en ciertas ocasiones dificultar los trabajos de pesca. Se sabe de casos en que la tubería se encorvó en o debajo de zonas torcidas,

obligando a desviar el hoyo por ser imposible rescatar el pescado. 6. Patas de perro: de las condiciones torcidas de un pozo, las patas de perro son las peores. Ninguna operación que se ejecute en el ángulo de un pozo será fácil en la presencia de patas de perro, por ejemplo la tubería de perforación esta sujeta a fatiga en dos puntos.

7. Costo de producción: los hoyos torcidos pueden afectar el costo de producción de muchas maneras. Una de ellas es el espantajo de varillas de succión desgastadas y de tubería ranurada. El costo de materiales y de las operaciones de pesca es enorme. Pozo Horizontal Estos pozos son perforados de manera direccional, paralelos a los planos de estratificación de un yacimiento o hasta alcanzar 90 grados de desviación con respecto a la vertical, llegando a una profundidad y dirección establecidas en las cuales se encuentra

ubicado el yacimiento objetivo. Son pozos perforados paralelos a la sección productora, es decir son perforados paralelos al buzamiento de la arena. La definición abarca, también aquellos pozos que poseen un ángulo de desviación menor de 86º, con respecto a la vertical. Este tipo de pozos se caracteriza por tener una sección lateral de longitud variable, que puede ir de unos cientos de pies a varios miles; la dirección de la parte horizontal depende de la sección del yacimiento y del área a ser drenada. El objetivo de esta aplicación es incrementar el factor de recobro y por consiguiente obtener una mayor producción, reducir los problemas de arenamiento y de conificación de agua o gas, producir en zonas cuyo espesor sea reducido y donde la perforación vertical resulte económicamente poco rentable. La

perforación

horizontal

resulta

adecuada

para

nuevas

locaciones o, en algunos casos, se puede utilizar en pozos viejos creando un pozo de reentrada o re-entry, el cual es perforado a partir de pozos verticales o direccionales ya existentes; en ellos se abre una ventana en el revestidor para desviar la mecha y perforar la sección horizontal. Adicionalmente, puede ser perforado uno o múltiples hoyos a partir de un solo pozo vertical, los cuales se denominan pozos multilaterales. Hay varias razones para perforar horizontalmente a través de un reservorio, principalmente debido a las características de la formación y con el fin de maximizar la producción de un pozo. Una perforación horizontal permite:  La

producción de formaciones muy delgadas, la cual es muy

poca económica en pozos verticales. Un pozo horizontal tendrá

un área de contacto mayor con el reservorio, así incrementa el indice de productividad.  Producción

de reservorios donde la permeabilidad vertical

excede la permeabilidad horizontal.  Proporciona

mayor información sobre el reservorio y sobre la

formación.  Penetra

fracturas verticales.

 Incrementa  Limita

la producción en reservorios de baja presión.

la contaminación por fluidos no deseados al mantener el

pozo dentro de la zona de aceite, sobre el contacto agua/aceite.  Retarda

la aparición de gas o agua pues un pozo horizontal crea

un menor gradiente de presión al estar produciendo.  Reduce

el número de pozos necesarios para explotar un

reservorio. Varios pozos horizontales pueden ser perforados desde un solo pozo vertical, en vez de un gran número de pozos verticales necesarios para explotar adecuadamente le misma área del reservorio. Clasificación de los pozos Horizontales Los pozos horizontales pueden estar caracterizados por la rata de levantamiento en la sección de levantamiento, la cual es la longitud resultante en la sección de levantamiento (la distancia horizontal en la cual el pozo es llevado de la trayectoria vertical a la horizontal), o bien según la longitud de la sección horizontal (alcance). El siguiente diagrama ilustra el concepto de pozos de radios cortos, medios y largos.

Radio corto

Radio medio

Radio largo

Dentro de esta categoría también se encuentra los pozos de radio ultra corto, cuyo radio varia de 1 a 3 pies. En consecuencia, el ángulo de levantamiento se encuentra entre 45 y 60 grados por cada pie. Las longitudes de las secciones horizontales son de aproximadamente 100 a 200 pies. Se utiliza agua a alta presión y una herramienta de deflexión para perfora pozos con radio ultracorto, ello permite pasar de la sección vertical a la posición horizontal. Un pozo de radio corto tiene una curvatura de 20 a 40 pies. Sus ángulos de levantamiento son, en consecuencia, muy grandes, alcanzando de 2 a 5 grados por cada pie. Las secciones horizontales varían de 300 a 800 pies de longitud. La desviación y profundidad limitada requerida para estos pozos lo hacen muy útiles en formaciones con litología completa. Los pozos de radio medio tienen una curvatura que oscila de 300 y 800 pies, y ángulos de levantamiento entre 8 y 35 grados por cada 100 pies, por lo que requieren de equipos de perforación articulada especializado, pueden ser registrados y entubados.

En pozos de radio largo se utilizan equipos de perforación estándar para alcanzar ángulos de levantamiento de 2 a 6 grados por cada 100 pies. Su radio de curvatura oscila entre 1000 y 3000 pies. El diámetro de los pozos es de la misma longitud que en los pozos verticales. La configuración de la sección horizontal llega a tener longitudes que pueden ir desde los 4000 hasta los 6000 pies, inclusive se han llegado a perforar secciones de hasta 8500 pies. Consideraciones en la perforación Horizontal Efectos del Radio: Los pozos con radio corto y mediano obviamente requieren un desplazamiento horizontal más corto y por lo tanto son perforados más rápidamente que los pozos de radio largo, sin embargo dad su incapacidad de rotar la sarta sin exceder los límites de resistencia mecánica de la tubería, restringen la capacidad del perfil del pozo y tiene un impacto mayor en el diseño de la sarta de fondo, en las propiedades de lodo y en la hidráulica. Diseño de la sarta de perforación invertida Las principales consideraciones son: 

Transmitir peso a la broca.



Reducir torque y arrastre



No exceder los límites de esfuerzo mecánico que puedan

hacer fallar la tubería. El perfil invertido de la sarta inversa maximiza el peso en la sección vertical, y minimiza el peso en la sección horizontal, así reduciendo el torque y el arrastre y poder seguir transmitiendo el peso ala broca. Fatiga en la tubería de perforación

Las solicitaciones de torque y arrastre en la tubería durante la perforación horizontal son mayores que cuando se perfora un pozo vertical. Alguno de los factores a considerar son:  Mayores  Altas

cargas torsionales.

fuerzas tensionales en la sección de levantamiento.

 Rotación

fuera de fondo de forma que la tubería en la seccion

de levantamiento (HWDP) estén en tensión y no en compresión.  Severidad

de las patas de perro

Limpieza de hueco En las secciones horizontales los cortes de la perforación tienden naturalmente

a

caer

a

la

cara

inferior

del

pozo,

formando

acumulaciones que restringen el movimiento de tubería, aumentando el arrastre, lo cual puede llevar a una pega de tubería. Para evitar esto se toman en cuenta varias precauciones. Velocidades anulares altas, que produzcan flujo turbulento en la sección horizontal (las bombas del taladro deben ser capaces de suministrar altas ratas de flujo que permitan esto) Eficiente equipo de superficie que mantenga al mínimo al contenido de sólidos en el lodo. Circular exhaustivamente antes de sacar tubería. Revestimiento y cementación Las principales consideraciones con respecto al revestimiento ya a la cementación son:

 Se

reduce

las

posibilidades

para

rotar

y

reciprocar

el

revestimiento.  Las

patas de perro severas y arrastre alto pueden impedir que

se baje un revestimiento.  Se

necesita una centralización efectiva del revestimiento para

lograr una buena adherencia anular y para evitar canalización del cemento.  Se

corre el riesgo de mal desplazamiento del lodo, lo cual podría

contaminar el cemento. Consideraciones respecto a la formación Durante la perforación horizontal las principales consideraciones respecto a la formación son:  El

efecto adverso en la dirección del pozo (si causa desviación

no

deseada)

causada

por

diferentes

perforabilidades,

buzamientos, entre otras.  La

estabilidad

del

hueco

en

formaciones

frágiles

e

inconsolidadas que pueden caer dentro del hueco.  Las

sales reactivas pueden causar problemas significativos en

pozos horizontales (las practicas convencionales para tratar estos problemas como lodos de lata densidad, lodo con valores de filtrado bajo, lodos base de aceite, uso de Top Drive, sirven para minimizar este problema )  El

buzamiento de la formación y su resistencia pueden hacer

variar la trayectoria del pozo.

5. Métodos de perforación de pozos La perforación de un pozo en tierra o mar consiste en la penetración de las diversas capas de roca hasta llegar al yacimiento, y asi ponerlo en contacto con la superficie. Este yacimiento contenido

de hidrocarburos, será explotado de manera comercial y en forma racional. Una misma perforación puede atravesar varios yacimientos, por lo que es conveniente valorar cada uno de ellos para definir cuales deben ser aprovechados a la hora de terminar el pozo. La

perforación

tecnologías

de

apropiadas,

pozos

profundos

personal

requiere

habilitado

y

métodos

y

equipamiento

adecuado. Como consecuencia de la propia naturaleza de los trabajos, las inversiones y riesgos tanto operacionales como financieros, son mayores. En la perforación de los pozos el éxito de los trabajos depende de una serie de factores de orden técnico y geológico, encabezados por la elección del método de perforación adoptado. No debe olvidarse que un pozo es una obra de ingeniería geológica y no un hoyo a través del cual serán explotados los hidrocarburos ya sea petróleo o gas. Aceptado este principio, todas las precauciones deben ser tomadas para que el pozo sea técnicamente bien construido, convirtiéndose en una obra económicamente rentable. Dentro de los diferentes requisitos se destacan: la ubicación, el proyecto y la selección del método de perforación, a los cuales el ingeniero debe estar atento y proveerse de todos los datos disponibles para definirlos con el mayor margen de seguridad posible. Una vez determinado el sitio y el proyecto del pozo, el ingeniero deberá indicar el método de perforación a adoptarse. La elección del método envuelve factores de orden técnico y económico y depende

también del tipo de pozo que se va a perforar y cuales son sus finalidades. Existen métodos mecanizados y manuales para perforar pozos, pero todos se basan en dos modalidades: percusión y rotación. Así mismo, se emplea una combinación de ambas modalidades. Perforación a Percusión Este sistema fue implementado por primera vez en la antigua China, la cual perforaba hace 1000 años, pozos de hasta 900 m de profundidad para explotar sal. Con un hierro pesado de la forma de una pera golpearon constantemente las rocas a perforar. Un poco de agua en el fondo del pozo se mezclaba con el polvo de roca y se extraía con baldes de tubo. El método se basa en la caída libre de un peso en sucesión de golpes rítmicos dados contra el fondo del pozo. La industria petrolera comenzó en 1859 utilizando el método de perforación a percusión, llamado también “a cable”. Se identificó con estos dos nombres porque para desmenuzar las formaciones se utilizó una barra de configuración, diámetro y peso adecuado, sobre la cual se enrosca una sección adicional metálica fuerte para darle más peso, rigidez y estabilidad. Por encima de esta pieza se enrosca un percutor eslabonado para hacer efectivo el momento de impacto (altura x peso) de la barra contra la roca. Al tope del percutor va

conectado el cable de

perforación. Las herramientas se hacen subir una cierta distancia para luego dejarlas caer libremente y violentamente sobre el fondo del hoyo. Esta acción repetitiva desmenuza la roca y ahonda el hoyo.

Maquinaria Las funciones que tienen que cumplir la máquina son: 1. Percusión. Se consigue por la repetición del ciclo de elevación y subsiguiente

caída

libre

de

una

sarta

de

herramientas

compuesta de distinta forma. 2. Extracción de detritus o limpieza de sondeo. Se hace con la cuchara de válvula y es preciso un mecanismo que permita, de forma rápida, su descenso al fondo del sondeo y su elevación a la superficie. 3. Manejo de tubería y herramientas. Se emplea para ello un aparejo de más o menos guarnes, según la importancia de los pesos que haya que manejar. Herramientas a. Trépano. Es la herramienta de perforar propiamente dicha y, por tanto, la más importante de todas. Las funciones más importantes que cumple el trépano son: penetrar, triturar, escariar y mezclar. El carácter de la formación que se perfora determina cuál de estas misiones es más importantes así por ejemplo en terrenos calizos duros la misión más importante es penetrar en terrenos blandos sería mezclar. b. Barrón. Es una barra cilíndrica de acero forjado que lleva en su parte inferior una rosca hembra para recibir la rosca macho del trépano, y en su parte superior una rosca macho que conecta con la tijera o montera en su caso. La misión del barrón es proveer a la sarta de herramientas con el peso necesario para la perforación y también como guía para el movimiento alternativo de la sarta. c. Tijera o destrabador. No es una herramienta imprescindible, va encima del barrón. Formada por dos eslabones que permiten un cierto juego longitudinal del orden de 10 a 20 cm. Se utiliza

para desatrancar la herramienta cuando ésta queda atascada en la perforación. d. Montera. Remata la sarta de herramientas y sirve para hacer la unión con el cable. El cable se une a un bulón cilíndrico alojado en el interior de la montera, permitiendo así el giro de la sarta de herramientas alrededor de su eje longitudinal, con lo que se consigue que la perforación sea cilíndrica y no aplastada. e. Mástil o Torre: Generalmente son de tipo telescópica y viene en dos tramos de 36 pies cuando esta extendida y 22 pies cuando está recogida, con sus respectivos dispositivos de extensión. El largo de la torre está en función con la sarta de perforación. f. Motor: Para poder accionar todo el equipo de perforación se necesita un motor ya sea a combustión interna o con energía eléctrica como en el caso de algunos equipos soviéticos.

17 16

1 Maquina de Vapor 2 Correas de transmisión 3 Cable para achicar 4 Malacate 5 Malacate de transmisión 6 Malacate de Carga Pesada 7 Malacate para cable de perforación 8 Biela 9 Eje conector 10 Viga Maestra 11 Puntal Mayor 12 Bases de la torre 13 Sótano 14 Patas de la torre 15 Cornisa 9 16 Poleas 1

3 6 10 8

15

11

14

55 7

2

2 2

12

13

COMPONENTES DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN A PERCUSIÒN

Ventajas de la perforación a percusión: -. El uso de la perforación a percusión fue dominante hasta la primera década del siglo XX, cuando se estrenó el sistema de perforación rotatoria. -. Útil en formaciones someras muy duras. -. Se obtenían con esta, muestras de rocas representativas, para el estudio geológico. -. No perjudica las características de la roca expuesta en la pared del hoyo, ya que no se utiliza lodo de perforación. -. Fue utilizado provechosa-mente por la industria, por mas de setenta años -. Económico. Desventajas de la perforación a percusión -. En formaciones duras la perforación es lenta. -.En formaciones blandas la efectividad de la barra disminuye considerablemente. -. La circularidad del hoyo no es uniforme por la falta de control sobre el giro de la barra al caer al fon-do. -. El material desmenuzado en el fondo disminuye la efectividad de la barra, a pesar de que la fuerza con que la barra golpea el fondo es poderosa, produciendo así la reducción del avance de la perforación. -. En si la desventaja mas importante es que no es posible controlar la presión de formación, debido a que como se perfora en seco, el método no ofrece sostén para la pared del hoyo pudiendo

ocasionar arremetidas o reventones es decir el movimiento de los fluidos de forma indiscriminada hacia el hoyo y posiblemente hacia la superficie, cargado de excesiva presión. -. No es efectiva la limpieza del hoyo, ya que los ripios se vuelven polvillo en vez de perforar el pozo. Perforación Rotatoria

La perforación rotatoria se utilizó por primera vez en 1901, en el campo de Spindletop, cerca de Beaumont, Texas, descubierto por el capitán Anthony F. Lucas, pionero de la industria como explorador y sobresaliente ingeniero de minas y de petróleos. Este nuevo método de perforar trajo innovaciones que difieren radicalmente del sistema de perforación a percusión, que por tantos años había servido a la industria. Antecedentes y características. El mecanismo que actualmente se emplea en la realización de un pozo petrolero es el de la perforación rotatoria pero este no surgió tal y como lo conocemos ahora, necesito del paso de muchos años para llegar al estado actual, además de que se han desarrollado diferentes tecnologías que probablemente en un futuro lleguen a desplazar a la perforación rotatoria como el mecanismo más usado. Dentro de las actividades mas importantes que se desarrollaron y los periodos de tiempo que ocuparon, en el avance de la tecnología de la perforación, se encuentran los siguientes:

Periodo de origen (1888-1928). -. La máquina de vapor es la energía mas utilizada. -. El equipo rudimentario constaba de torres de madera. -. Surge el principio de la perforación rotatoria

-. Surgen las primeras barrenas de conos por la empresa Sharp & Hughes en 1908. -. Se desarrollan los diseños de Tuberías de Revestimiento (TR) y las Cementaciones por la empresa Halliburton en 1904. -. Se utilizan las primeras bombas de lodos en 1910. -. Se establecen los fluidos de perforación por la National Lead Co. En 1914. -. Se perfora el pozo La Pez No. 1 en México en el año de 1904. Periodo de Desarrollo (1928-1948). -. Se comienza a utilizar equipos de perforación con mayor potencia. -. Se desarrollan diseños de barrenas mas efectivos. -. En 1935 se fabrican las primeras barrenas con carburo de tungsteno en Alemania. -. Se llevan a cabo prácticas de cementaciones mejoradas. -. Surge el uso de la bentonita en los fluidos de perforación en el año de 1935. -. Aparecen los fluidos especiales. Periodo Científico (1948-1968). -. En EUA se alcanza el logro principal al incrementar la perforación hasta los 31,000 pies en el año de 1974. -. Se llevan a cabo diferentes investigaciones con respecto a la perforación de pozos. -. Se introduce la hidráulica de la perforación en las operaciones de la industria petrolera. -. Existe un amplio mejoramiento en las barrenas que se utilizan. -. Aparece por primera vez la perforación automatizada. -. Se perforación.

comienza aplicar la

tecnología

de los

fluidos

de

-.

Surgen

las

primeras

turbinas

en

las

operaciones

de

perforación. Periodo de Automatización (1968-1995). -. Se va incrementando la profundidad alcanzada y la velocidad de penetración en las operaciones. -. Se comienzan a utilizar los motores de fondo. -. La automatización del equipo y el manejo de los fluidos de perforación se hacen cada ves mas usuales. -. Se emplea el uso del control de las diferentes variables que existen en la perforación. -. La perforación empieza a ser planeada. -. Surgen los polímeros que se incorporan a los fluidos de perforación, así como los nuevos productos químicos, aditivos, etc. -. Las computadoras se introducen en las operaciones de perforación como resultado del avance tecnológico. Periodo de Perforación no Convencional (1995-Actual). -.

Perforación

con

Tubería

Flexible

(Coiled

Tubing).

Esta

operación nos permite perforar un pozo rápido seguro y al bajo costo, ya que la tubería flexible no necesita de conexiones por ser continua, maneja menor volumen de fluidos y acero que las tuberías de revestimiento. Asimismo evitan pegaduras ya que se tiene circulación continua. Sus componentes son: unidad de bombeo, unidad de potencia, carrete y tubería flexible, cabina de control y cabeza inyectora. Además de que se emplea para perforar pozos, se puede utilizar para: limpiezas, inducciones, estimulaciones, cementaciones, pescas, terminaciones, etc.

Unidad de Tubería Flexible (Coiled Tubing) El nuevo equipo de perforación fue recibido con cierto recelo por las viejas cuadrillas de perforación a percusión. Pero a la larga se impuso y, hasta hoy, no obstante los adelantos en sus componentes y nuevas

técnicas

de

perforación,

el

principio

básico

de

su

funcionamiento es el mismo. Las innovaciones más marcadas fue-ron: el sistema de izaje, el sistema de circulación del fluido de perforación y los elementos componentes de la sarta de perforación.

Selección del área para perforar

El área escogida para perforar es producto de los estudios geológicos y/o geofísicos hechos anticipadamente. La intención primor-dial de estos estudios es evaluar las excelentes, buenas, regulares o negativas perspectivas de las condiciones geológicas del subsuelo para emprender o no con el taladro la verificación de nuevos campos petrolíferos comerciales. Los otros casos generales son que el área escogida pueda estar dentro de un área probada y se desee investigar la posibilidad de yacimientos superiores o perforar más profundo para explorar y verificar la existencia de nuevos yacimientos. También se da el caso de que el área de interés esté fuera del área pro-bada y sea aconsejable proponer pozos de

avanzada, que si tienen éxito,

extienden el área de producción conocida. Mecanismo

El sistema rotativo de perforación, combina el efecto cortante provocado por un peso sobre una broca, trícano o trepano que gira, con el de un fluido en circulación continua que remueve los detritos cortados llevándolos hasta la superficie. El sentido de la rotación debe ser el mismo usado para la unión o enrosque de las piezas que constituyen la sarta de perforación. Todas las brocas, trépanos o tríconos, son diseñados para cortar, triturar o voltear las distintas formaciones que pueden encontrarse a su paso. Estas herramientas son diseñadas para cada tipo de formación. El trabajo de perforación se realiza mediante la ayuda del lodo de perforación el cual desempeña las siguientes funciones: evita el calentamiento de las herramientas durante la operación, dándole lubricación a la mecha, transporta en suspensión el material resultante de la perforación hacia la superficie y finalmente formar una película protectora en las paredes del pozo para de esta manera impedir el desmoronamiento o el derrumbe del pozo. La tecnología de perforación rotativa alcanzó en los últimos veinte años progresos considerables gracias principalmente a su desarrollo en la industria del petróleo. Los

fabricantes

perfeccionaron

equipamientos

cuyos

rendimientos y diseño resultan en desempeños eficaces, apoyados por el notable desarrollo de nuevos productos para los fluidos de perforación. Este tipo de perforación se basa en el principio de circulación directa, que consiste en que el fluido de perforación es inyectado en el pozo a través de la parte interna de la columna de perforación, saliendo a través de los orificios localizados en la parte inferior de la

broca. Por la acción de una Bomba de Lodo el material cortado es transportado a la superficie donde es separado por una zaranda vibratoria, retornando la parte de fluido reacondicionada al pozo, repitiéndose el circuito. Una de las acciones importantes que se puede tomar en este tipo de perforación es la toma de muestras: Con la válvula, manejada convenientemente, se pueden tomar muestras representativas del terreno que se está perforando. Para conseguir que la muestra sea del terreno que se está perforando, sin mezcla de los terrenos superiores, y sobre todo en zonas de arena y grava, se debe hacer bajar la tubería hasta el fondo de la perforación y se usa el trépano para mezclar completamente el material que hay por debajo de la zapata de la tubería. Durante ese proceso de mezcla, las partes más finas ocupan la parte superior y las gruesas la inferior, no hay que limitarse a tomar una “cucharada”, sino varias y mezclarlas, cuarteando después las veces que sea necesario.

Componentes del taladro de perforación rotatoria 

La planta de fuerza motriz.



El sistema de izaje.



El sistema rotatorio.



La sarta de perforación.



El sistema de circulación de fluidos de perforación.

Foto

2.

Detalles

de

instalación

de

una

sonda

rotativa

mostrando: 1- Barras de perforación colocadas sobre caballetes o base de apoyo (drill pipe); 2- Barra cuadrada (Kelly), uniendo el cabezal (3) y la mesa rotatoria (no se observa); 3- Cabezal; 4- Tubo de conducción del fluido desde el pozo hasta los reservorios (donde se realizará el reacondicionamiento del fluido).

Cilindro para aire 41. Cernidor vibratorio de ripio y fluido de Perf 7 14 Impide Reventones 42. Bombas del fluido de perforación. Base para la Pata 43. Subiente (tubería para mandar fluido de Perf.) Brida del cabezal 44. Escalera Engranajes de transmisión 45. Sub estructura de la cabria. Crucetas de Acoplamiento 46. Subestructura del malacate. Cornisa (Polea fija) 47. Subestructura de la rampa. Cabria ò torre 48. Tubería de succión del fluido de perforación. 24 Refuerzo diagonal 49. Tanque para succionar fluido de perforación. 8 Piso de la Torre 50. Cámara de amortiguación. 53 Pata de la cabria 51. Junta giratoria. Malacate 52. Asa de la junta giratoria. 39 Motores (Diesel, Gas, Eléctricos) 53. Bloque viajero 35 Caballete 54. Tubería para suministro de agua. 16 Travesaño (horizontal) 52 Conexión acodada 51 9 Guardacadena 37 Guarda transmisión (de la Colisa). Guarda transmisión ( de las Bombas). 21 43 Freno hidráulico. Junta Kelly. 37 Tubería de Colmado (Fluido de Perf.) 15 36 Tubería de descarga (Fluido de Perf.). Cable de perforación. 11 Hoyo de encaje. 25 Batidores fijos (Fluido de Perf.) 38 30 10 Batidor Giratorio. 41 3 12 13 Múltiple del fluido de perforación. 18 22 27 17 Tolva (para mezclar fluido de Perf.) 40 44 Canal de descarga (fluido de Perf.) 5 Tubería de descarga (Fluido de Perf.) 47 Tubería de descarga (Fluido de Perf.) 20 45 33 50 34 42 19 Piso de la subestructura de Motores. 1 46 Hoyo de descaso. 28 Gancho polea viajera 6 Manguera del fluido de Perf. 31 23 Cadena de seguridad para manguera del fluido de perf.32 2 54 29 Colisa. 26 49 48 4 Encuelladero. Tanque de asentamiento del fluido de Perf.

COMPONENTES DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN ROTATORIO VENTAJAS -. Capacidad de perforar a grandes profundidades. -. Bajos costos por pie perforado. -.

Control

de

las

presiones

de

formación

Subnormales). -. Capaz de perforar formaciones muy duras. DESVENTAJAS -. Inevitable el daño al yacimiento.

Perforación Rotopercutante

(Anormales,

La perforación rotopercutante, o por rotación y percusión, es un método combinado en el que una barrena rotativa utiliza un líquido hidráulico circulante para accionar un mecanismo tipo martillo, creando así una serie de rápidos golpes de percusión que permiten que la barrena perfore y simultáneamente triture la tierra. Esquema de funcionamiento: -. Utiliza un martillo de fondo, accionado por la inyección de aire comprimido. -. Sometido al mismo tiempo a un efecto de giro transmitido por el varillaje desde la superficie. -. El aire asciende por el espacio anular del sondeo arrastrando los destritus de perforación, al mismo tiempo que ejerce una acción de lubrificado del mecanismo. Elementos de la perforación a Rotopercusión: -. La máquina y los elementos empleados son similares a los de la perforación a rotación. -. Elementos diferenciadores: uso del martillo de fondo, tipo de boca y empleo de aire comprimido como fluido de circulación. -. Martillo de fondo: unido al elemento de corte o boca y le confiere un efecto de golpeteo a modo de martillo neumático. -. Control sobre la perforación: presión de inyección (efecto directo sobre la percusión, y sobre la eliminación de los destritos). Desventajas: -. Limitación en los diámetros de perforación. -. No adecuada en terrenos sueltos o poco consolidados. -. Con mucho agua pueden aparecer serias dificultades. -. Colmatación sobre las formaciones atravesadas. Equipo para la perforación de Pozos.

Existen varios tipos de equipos de perforación, donde el ambiente de trabajo, desempeña un papel importante. Se clasifican en dos amplias categorías, los que trabajan en tierra y los que trabajan en mar adentro. Algunos expertos han creado una tercer categoría, denominada: equipos que trabajan en aguas continentales, capaces de perforar en lagos, pantanos y estuarios, pero de alguna manera estos equipos entran con los que trabajan en mar adentro, y por lo tanto solo se describen los equipos de perforación terrestres y los marinos.

Equipo Terrestre.

Equipo Marino.

Equipo en Aguas Continentales. Equipos Terrestres

Los equipos terrestres son muy parecidos aunque varían en ciertos detalles como su tamaño o su capacidad para trasladarse de un lugar a otro. El tamaño determina la profundidad a la que se puede perforar. Los rangos de profundidad de los pozos donde existen o pueden existir yacimientos de petróleo o gas, van de miles de pies a decenas de miles de pies. Los equipos terrestres se clasifican por su tamaño en: trabajo ligero, trabajo regular, trabajo pesado y trabajo muy pesado. Los equipos pueden perforar pozos menos profundos que su limite inferior, pero

económicamente pueden salirse del margen

previsto, pero nunca un pozo deberá exceder su límite máximo de profundidad, ya que pondría en riesgo tanto al pozo como la seguridad del equipo y del personal que labora en la operación, puesto que no pueden sostener grandes pesos para perforar pozos más profundos. Por ejemplo: Un equipo de trabajo regular puede perforar a una profundidad de 2,500 pies (750 metros), aunque un equipo de trabajo ligero también lo puede realizar. La portabilidad es una parte característica de los equipos de perforación terrestres. Un equipo puede perforar un pozo en un lugar, ser desensamblado, llevado a otro sitio y ser armado para perforar otro pozo, esta característica influye en gran aspecto en el valor de la profundidad que se puede alcanzar con el equipo.

Movilidad de un Equipo Terrestre.

Equipos Marinos Equipos Móviles Marinos A los equipos de perforación usados con frecuencia en la perforación marina se les

denomina Unidad Móvil de Perforación

Marina (MODU, por sus iniciales en ingles, Mobile Offshore Drilling Unit). Las primeras unidades, eran simples plataformas terrestres llevadas dentro de aguas poco profundas y fijadas a una estructura para perforar en el agua, las cuales fueron evolucionando hasta llegar a las plataformas que conocemos actualmente. Una MODU es portátil, perforan un pozo en un sitio mar adentro y después se mueven para perforar en otro lugar. Se pueden clasificar a su vez como equipos flotantes o soportados en el fondo. Cuando los equipos flotantes perforan, trabajan encima o escasamente debajo de la superficie, estos equipos incluyen a los semisumergibles y a los barcos perforadores. Ellos son capaces de perforar en aguas profundas. Las MODUs que tienen contacto con el piso marino, son llamadas “Soportadas en el fondo”, estas incluyen a los sumergibles y a las autoelevables (jackups). Las unidades sumergibles se dividen a su vez en barcazas piloteadas, tipo botella, barcazas en tierra y de tipo ártico. Generalmente las unidades soportadas en el fondo perforan en aguas menos profundas que las flotantes. -. UNIDADES SOPORTADAS EN EL FONDO. Los sumergibles y las autoelevables tienen contacto con el piso marino mientras se encuentran perforando. La parte ligera de la estructura sumergible descansa sobre el suelo marino. En el caso de

las autoelevables, solo las patas hidráulicas tienen contacto con el fondo marino. Sumergibles. La MODU sumergible flota en la superficie del mar cuando se mueve desde un sitio a otro. Cuando llega al sitio en el cual se va a perforar, los miembros de la tripulación por medio de un mecanismo, sumergen la parte baja del equipo hasta tener contacto con el fondo. Con la base del equipo en contacto con el fondo marino el aire, olas y corrientes tienen pequeños efectos sobre el equipo. Este tipo de unidad es utilizada en aguas poco profundas tales como ríos y bahías usualmente en tirantes de agua hasta 50 m. Barcazas piloteadas sumergibles. La primer MODU fue una barcaza, perforando su primer pozo en 1949 en la Costa del golfo de Louisiana en 18 pies (5.5 metros) de columna de agua. Esta estaba piloteada y consistía en una cubierta y postes de acero (columnas), soportando el equipo de perforación

en

cubierta.

En

la

actualidad,

las

barcazas

piloteadas son virtualmente obsoletas, debido a que nuevos y mejores diseños las han reemplazado.

Barcaza. Sumergibles Tipo Botella.

En 1954, la perforación se movió a profundidades más allá de las capacidades de las barcazas piloteadas sumergibles, las cuales eran de 30 pies (9

metros).Arquitectos navales

diseñaron los Sumergibles Tipo Botella, los cuales tienen cuatro cilindros altos de acero (botellas) en cada esquina de la estructura. La cubierta principal esta colocada a través de varios soportes de acero, donde se encuentra el equipo y otros dispositivos (sobre la cubierta principal). Cuando se inundan las botellas, provocan que el equipo se sumerja al fondo marino.

Tipo Botella.

A principios de los 60’s las grandes unidades Tipo Botella tuvieron su auge perforando en aguas profundas de 150 pies (45 metros). Actualmente han sido desplazadas por las autoelevables, que son menos costosos para su construcción que los Tipo Botella y pueden perforar en aguas más profundas. Lejos de desechar completamente

estos

modificaciones

para

equipos, que

se

han

puedan

hecho perforar

algunas como

semisumergibles los cuales aún están en uso. Sumergibles tipo ártico. Son un tipo especial de equipos sumergibles, ya que en el mar Ártico, donde los depósitos de petróleo se encuentran bajo

océanos poco profundos, se considera que las autoelevables y las barcazas convencionales, no son convenientes, puesto que durante el invierno se forman pedazos masivos de hielo, llamados témpanos o icebergs que se mueven por corrientes de agua en la superficie del mar. Estos bloques de hielo en movimiento ejercen una tremenda fuerza sobre los objetos con los cuales tienen contacto. La fuerza de éstos es tan grande que es capaz de destruir las piernas de las autoelevables o el casco de un barco. Los sumergibles tipo ártico tienen cascos reforzados, algunos de ellos con concreto sobre el cual ha sido colocado el equipo de perforación. Cuando el mar esta libre de hielo en el corto periodo de verano, los barcos perforadores remolcan al sumergible al sitio de perforación. La tripulación sumerge el casco hasta el fondo del mar y comienzan a perforar. En breve cuando se forman los témpanos de hielo y se comienzan a mover el fuerte casco del sumergible tipo ártico desvía los témpanos permitiendo que las actividades continúen.

Casco de Concreto. Barcazas en tierra. La barcaza en tierra tiene un casco, una base horizontal y otra lateral semejante a una caja de acero. El equipo de perforación y otros dispositivos se encuentran en la cubierta. Las barcazas en tierra son capaces de perforar en pantanos, bahías o en

aguas poco profundas. Por definición las barcazas no son autopropulsadas, ya que no tienen la energía para moverse de un sitio a otro. Por lo tanto es necesario que barcos remolquen dicha barcaza hasta el sitio de perforación. Cuando se esta moviendo la barcaza flota en la superficie hasta que se encuentra posicionada, la barcaza es inundada hasta descansar en el fondo. Desde que se utilizan para perforar en pantanos la gente les nombra “barcazas pantanosas”.

Barcaza para aguas Continentales. Autoelevables (Jackups). Es una MODU ampliamente utilizada. La cubierta o barcaza flota cuando es remolcada a la localización a perforar (izquierda). Los más modernos tienen tres piernas con una cubierta en forma triangular (derecha)

aunque algunos poseen cuatro o

más piernas con una cubierta rectangular. Las

piernas

de

las

autoelevables

pueden

ser

columnas

cilíndricas semejantes a los pilares o pueden ser estructuras parecidas a un mástil o a una torre de perforación.

Remolcando una Autoelevable.

Autoelevable

Triangular. UNIDADES FLOTANTES. Los equipos flotantes marinos incluyen semisumergibles y barcos perforadores. El diseño de los semisumergibles le permiten ser más estables que los barcos perforadores. Por otra parte los barcos perforadores pueden cargar equipos más grandes y pueden trabajar en aguas remotas. Semisumergibles. Los equipos semisumergibles tienen dos o más pontones sobre los cuales flotan. Un pontón es una sección rectangular de acero, largo, relativamente estrecho y hueco. Cuando un semisumergible se mueve los pontones contienen demasiado aire para que el equipo flote sobre la superficie. En muchos casos se sujetan barcos remolque a dicho equipo para moverlo hasta el sitio de la perforación. De cualquier forma algunos semisumergibles son autopropulsados por unidades empotradas que pueden conducir al equipo hasta donde se requiera.

Plataforma Semisumergible. Los semisumergibles deben su nombre al hecho de que al perforar no tienen contacto con el fondo marino. Un equipo semisumergible ofrece una plataforma perforadora más estable que un barco perforador el cual opera mientras flota en la superficie del mar. En la selección de las unidades semisumergibles es necesario considerar lo siguiente: -. Tirante de agua. -. Profundidad de perforación requerida. -. Criterio ambiental. -. Características de movimiento. -. La capacidad de los consumibles. -. Movilidad.

Barcos perforadores. Un barco perforador es también un equipo de perforación flotante. Son muy móviles ya que son auto propulsados y poseen cascos aerodinámicos, como un barco normal. Por tal motivo se puede escoger a un barco perforador para realizar pozos en localizaciones remotas convirtiéndose en la principal opción. Se puede mover a velocidades razonablemente altas

con bajo consumo de energía. La forma y capacidad de la cubierta la permite cargar una gran cantidad de equipo y material para perforar, por lo que no es muy frecuente su reabastecimiento. Utilizan anclas que les permitan situarse en las estación a perforar, pero cuando perforan en aguas profundas requieren de posicionamiento dinámico controlado por una computadora conectada a sofisticados censores electrónicos. Una vez iniciada las actividades de perforación, el perforador le indica a la computadora la posición que se debe guardar mientras se perfora. Este sistema resiste las corrientes, el oleaje así como la fuerza del viento.

Barco Perforador.

Equipos Fijos Marinos A estos equipos se les denomina comúnmente Plataformas Marinas, la estructura de una plataforma puede ser muy pequeña para un solo pozo en aguas poco profundas o tan grandes como para varias docenas en pozos. En aguas profundas se necesitan de cuartos habitacionales,

facilidades

para

comunicarse,

instalaciones

de

transporte como helipuerto, etc. Las plataformas se fijan permanente donde la vida productiva de los pozos va a ser amplia.

Plataforma Fija. En el diseño de una plataforma costa fuera se necesita conocer los siguientes requerimientos: -. El tamaño mas adecuado de la plataforma para operaciones futuras. -. Que la estructura sea capaz de soportar las cargas del equipo en operación y de todo el equipo auxiliar que se necesite. -. Que los métodos de construcción, tanto de fabricación como de instalación, sean prácticos. -. Que el costo sea razonable.

Existen varios tipos de plataformas fijas como son: -. Plataformas de concreto asentadas por gravedad. -. Plataformas de piernas tensionadas. -. Plataformas de perforación a través de las piernas. -. Plataformas de torre retenida.

Partes de la estructura de una Plataforma Fija. Taladro de Perforación Es la herramienta utilizada por el ingeniero para taladra un conducto

a

través

del

cual

se

pueda

entrampado en el suelo. Sistema De Levantamiento  Junta Kelly  Cabria  Mesa Rotatoria  Sistemas de Polea  Bloque

Viajero

y

Bloque

Corona  Malacate  Cable de Perforación  Subestructura  Gancho  Elevadores y Cuñas  Llaves de Esfuerzos  Consola de Perforación  Encuelladero  Rampa

de

recuperar

el

petróleo

Durante cada etapa de la perforación, y para las subsecuentes tareas complementarias de esas etapas para introducir en el hoyo la sarta de tubos que reviste la pared del hoyo, la función del sistema izaje es esencial. Meter en el hoyo, sostener en el hoyo o extraer de él tan pesadas cargas de tubos, requiere de un sistema de izaje robusto, con suficiente potencia, aplicación de velocidades adecuadas, freno eficaz y mandos seguros que garanticen la realización de las operaciones

sin

riesgos

para

el

personal

y

componentes principales del sistema de izaje son:  El Malacate

el

equipo.

Los

Ubicado entre las dos patas traseras de la cabria, sirve de centro de distribución de potencia para el sistema de izaje y el sistema rotatorio. Su funcionamiento está a cargo del perforador, quien es el jefe inmediato de la cuadrilla de perforación. El malacate consiste del carrete principal, de diámetro y longitud proporcionales según el modelo y especificaciones generales. El carrete sirve para devanar y mantener arrollados cientos de metros de cable de perforación. Por medio de adecuadas cadenas de transmisión, acoplamientos, embragues y mandos, la potencia que le transmite la planta de fuerza motriz puede ser aplicada al carrete principal o a los ejes que accionan los carretes auxiliares, utilizados para enroscar y desenroscar la tubería de perforación y las de revestimiento o para manejar tubos, herramientas pesadas u otros implementos que sean necesarios llevar al piso del taladro. De igual manera, la fuerza motriz puede ser dirigida y aplicada a la rotación de la sarta de perforación La transmisión de fuerza la hace el malacate por medio de la disponibilidad de una serie de bajas y altas velocidades, que el perforador puede seleccionar según la magnitud de la carga que representa la tubería en un momento dado y también la ventaja mecánica de izaje representada por el número de cables que enlazan el conjunto de poleas fijas en la cornisa de la cabria con las poleas del bloque viajero. El malacate es una máquina cuyas dimensiones de longitud, ancho y altura varían, naturalmente, según su potencia. Su peso puede ser desde 4,5 hasta 35,5 toneladas, de acuerdo con la capacidad de perforación del taladro  El Cable de Perforación

El cable de perforación, que se devana y desenrolla del carrete del malacate, en laza los otros componentes del sistema de izaje como son el cuadernal de poleas fijas ubicado en la cornisa de la cabria y el cuadernal del bloque viajero. El cable de perforación consta generalmente de seis ramales torcidos. Cada ramal está formado a su vez por seis o nueve hebras exteriores torcidas también que recubren otra capa de hebras que envuelven el centro del ramal. Finalmente, los ramales cubren el centro o alma del cable que puede ser formado por fibras de acero u otro material como cáñamo. La torcida que se le da a los ramales puede ser a la izquierda o a la derecha, pero para los cables de perforación se prefiere a la derecha. Los hilos de los ramales pueden ser torcidos en el mismo sentido o contrario al de los ramales. Estas maneras de fabricación de los cables obedecen a condiciones mecánicas de funcionamiento que deben ser satisfechas. El cable tiene que ser fuerte para resistir grandes fuerzas de tensión; tiene que aguantar el desgaste y ser flexible para que en su recorrido por las poleas el tanto doblarse y enderezarse no debilite su resistencia; tiene que ser resistente a la abrasión y a la corrosión. Normalmente, el diámetro de los cables de perforación es de 22 mm a 44 mm; con valores intermedios que se incrementan en 3,2 mm, aproximadamente. Según el calibre y el tipo de fabricación del cable, su resistencia mínima de ruptura en tensión puede ser de 31 a 36 toneladas, y la máxima de 75 a 139 toneladas.

Fig. Configuración y disposición de los elementos del cable de perforación.

El peso por metro de cable va desde 2 kg hasta 8,5 kg según el diámetro. Por tanto, el peso de unos 100 metros de cable representa 200 a 850 kg.  La Cabria de Perforación Se fabrican varios tipos de cabrias: portátil y autopropulsada, montadas en un vehículo adecuado; telescópicas o trípodes que sirven para la perforación, para el reacondicionamiento o limpieza de pozos. La silueta de la cabria es de tipo piramidal y la más común y más usada es la rígida, cuyas cuatro patas se asientan y aseguran sobre las esquinas de una subestructura metálica muy fuerte. La parte superior de esta subestructura, que forma el piso de la cabria, puede tener una altura de 4 a 8,5 metros. Esta altura permite el espacio libre deseado para trabajar con holgura en la instalación de las tuberías, válvulas y otros aditamentos de control que se ponen en la boca del hoyo o del pozo. Entre pata y pata, la distancia puede ser de 6,4 a 9,1 metros, según el tipo de cabria y el área del piso estaría entre 40 y 83 metros cuadrados. La altura de la cabria puede ser de 26 a 46 metros. A unos 13, 24 ó 27 metros del piso, según la altura total de la cabria, va colocada una plataforma, donde trabaja el encuellador cuando se está metiendo o sacando la sarta de perforación. Esta plataforma forma parte del arrumadero de los tubos de perforación, los cuales por secciones de dos en dos (pareja) o de tres en tres (triple) se paran sobre el piso de la cabria y por la parte superior se recuestan y aseguran en el encuelladero. La longitud total de tubería de perforación o de tubería de producción que pueda arrumarse depende del diámetro de la tubería. Como la carga y el área que representan los tubos arrumados verticalmente son grandes, la cabria tiene que ser fuerte para resistir además las cargas de vientos que pueden tener velocidad máxima de 120 a 160 kilómetros

por hora (km/h). Por tanto, los tirantes horizontales y diagonales que abrazan las patas de l cabria deben conformar una estructura firme. Por otra parte, durante la perforación la tubería puede atascarse en el hoyo, como también puede atascarse la tubería revestidora durante su colocación en el hoyo. En estos casos hay que desencajarlas templando fuertemente y por ende se imponen a la cabria y al sistema de izaje, específicamente al cable de perforación, fuertes sobrecargas que deben resistir dentro de ciertos límites. En su tope o cornisa, la cabria tiene una base donde se instala el conjunto de poleas fijas (cuadernal fijo). Sobre la cornisa se dispone de un

caballete

que sirve

de

auxiliar

para

los

trabajos

de

mantenimiento que deben hacerse allí.  El Aparejo o Polipasto Para obtener mayor ventaja mecánica en subir o bajar los enormes pesos que representan las tuberías, se utiliza el aparejo o polipasto Del carrete de abastecimiento se pasa el cable de perforación por la roldana de la polea del cuadernal de la cornisa y una roldana del bloque viajero, y así sucesivamente hasta haber dispuesto entre los dos cuadernales el número de cables deseados. La punta del cable se ata al carrete del malacate, donde luego se devanará y arrollará la longitud de cable deseado. Este cable -del malacate a la cornisa- es el cable vivo o móvil, que se enrolla o desenrolla del malacate al subir o bajar el bloque viajero. Como podrá apreciarse el cable vivo está sujeto a un severo funcionamiento, fatiga y desgaste. El

resto

del

cable

que

permanece

en

el

carrete

de

abastecimiento no se corta sino que se fija apropiadamente en la pata

de la cabria. Este cable -de la pata de la cabria a la cornisa- no se mueve y se le llama cable muerto; sin embargo, está en tensión y esto es aprovechado para colocarle un dispositivo que sirve para indicar al perforador el peso de la tubería. Cuando por razones de uso y desgaste es necesario reemplazar el cable móvil, se procede entonces a desencajarlo del malacate, cortarlo y correrse el cable entre la polea fija y el bloque viajero, supliendo cable nuevo del carrete de almacenamiento. Generalmente, el número de cables entre el bloque fijo y el bloque viajero puede ser 4, 6, 8, 10, 12 o más, de acuerdo al peso máximo

que

deba

manejarse.

También

debe

tomarse

en

consideración el número de poleas en la cornisa y el bloque, y además el diámetro del cable y la ranura por donde corre el cable en las poleas. El bloque viajero es una pieza muy robusta que puede pesar entre 1,7 y 11,8 toneladas y tener capacidad de carga entre 58 y 682 toneladas, según sus dimensiones y especificaciones. Forma parte del bloque viajero un asa muy fuerte que lleva en su extremo inferior, del cual cuelga el gancho que sirve para sostener la junta giratoria del sistema de rotación durante la perforación. Del gancho cuelgan también eslabones del elevador que sirven para

colgar,

meter

o

sacar

la

tubería

de

perforación.

El

funcionamiento y trabajo del aparejo puede apreciarse por medio de los siguientes conceptos: Cuando se levanta un peso por medio del uso de un aparejo sencillo de un solo cable, el cable móvil es continuo. La velocidad de ascenso es igual en el cable que sujeta el peso y en el cable que se arrolla en el malacate.

De igual manera, la tensión, descartando fuerzas de fricción, es igual en ambos cables. El porcentaje de eficiencia de este simple sistema es 100%, lo cual puede comprobarse por la fórmula: Pero se gana en que el peso lo soportan cuatro cables y de acuerdo con la resistencia de ruptura del cable en tensión, el sistema permite manejar pesos mayores. Sin embargo, sobre la velocidad de ascenso de la carga, debe observarse que, en el primer caso, por cada metro de ascenso se arrollan cuatro metros en el malacate.

Con respecto a la fuerza de tensión que el malacate debe desarrollar al izar la carga, se aprecia que en el caso del polipasto de un solo cable es 100 %, o equivalente a la tensión que ejerce la carga. Esto se verifica por la siguiente fórmula: En la que N representa el número de cables entre la cornisa y el bloque, y E la eficiencia calculada antes. Para el segundo caso, el factor de tensión en el cable móvil para izar la carga es mucho menor, debido a que cuatro cables enlazan las poleas Por tanto, se podrán apreciar las ventajas mecánicas y las razones por las que en la práctica los componentes del sistema de izaje son seleccionados de acuerdo con las exigencias de la perforación, que pueden ser para

un hoyo somero, o sea hasta 1.000 metros;

profundo, hasta 4.500 metros; muy profundo, hasta 6.000 metros, y super profundo, de esa profundidad en adelante.

 El Sistema Rotatorio El sistema rotatorio es parte esencial del taladro o equipo de perforación. Por medio de sus componentes se hace el hoyo hasta la profundidad donde se encuentra el yacimiento petrolífero. En sí, el sistema se compone de la mesa rotatoria o colisa; de la junta o unión giratoria; de la junta kelly o el kelly; de la sarta o tubería de perforación, que lleva la sarta lastrabarrena, y finalmente la barrena.  La Mesa Rotatoria o Colisa La colisa va instalada en el centro del piso de la cabria. Descansa sobre una base muy fuerte, constituida por vigas de acero que

conforman

el

armazón

del

piso,

reforzado

con

puntales

adicionales. La colisa tiene dos funciones principales: impartir el movimiento rotatorio a la sarta de perforación o sostener todo el peso de esta sarta mientras se le enrosca otro tubo para seguir ahondando el hoyo, o sostener el peso de la sarta cuando sea necesario para desenroscar toda la sarta en parejas o triples para sacarla toda del hoyo. Además, la colisa tiene que aguantar cargas muy pesadas durante la metida de la sarta de revestimiento en el hoyo. Por tanto, y según la capacidad del taladro, la colisa tiene que resistir cargas estáticas o en rotación que varían según la profundidad del pozo. Estas cargas pueden acusar desde 70 hasta 1.000 toneladas. De allí que la colisa sea de construcción recia, de 1,20 a 1,5 metros de diámetro, con pistas y rolineras de aceros de alta calidad, ya que la velocidad de rotación requerida puede ser de muy pocas a 500 revoluciones por minuto. Las dimensiones generales de ancho,

largo

y

altura

de

la

mesa

rotatoria

varían

según

especificaciones y su robustez puede apreciarse al considerar que su peso aproximado es de 2 a 12 toneladas.

La dimensión principal de la colisa y la que representa su clasificación es la apertura circular que tiene en el centro para permitir el paso de barrenas y tuberías de revestimiento. Esta apertura única y máxima que tiene cada colisa permite que se les designe como de 305, 445, 521, 698, 952 ó 1.257 mm, que corresponden respectivamente a 12, 171/2, 201/2, 271/2, 371/2, y 491/2 pulgadas de diámetro. A la colisa se le puede impartir potencia de manera exclusiva acoplándole una unidad motriz independiente. Pero generalmente su fuerza de rotación se la imparte la planta motriz del taladro, a través del malacate, por medio de transmisiones, acoplamientos y mandos apropiados.  La Junta Giratoria La junta giratoria tiene tres puntos importantes de contacto con tres de los sistemas componentes del taladro. Por medio de su asa, cuelga del gancho del bloque viajero. Por medio del tubo conector encorvado, que lleva en su parte superior, se une a

la

manguera

del

fluido

de

perforación, y por medio del tubo conector que se proyecta de su base se Enrosca a la junta kelly. Tanto por esta triple atadura y su propia función de sostener pesadas cargas, girar su conexión con la kelly y resistir presión de bombeo hasta 352 kg/cm3, la junta tiene que ser muy sólida, contra fuga de fluido y poseer rolineras y pista de rodaje resistentes a la fricción y el desgaste. La selección de su robustez depende de la

capacidad máxima de perforación del taladro. La junta por sí sola puede pesar entre 0,5 y 3,3 toneladas. Los adelantos en el diseño, capacidad y funcionamiento de las partes del taladro no se detienen. Hay innovaciones que son muy especiales. Tal es el invento de la junta giratoria automotriz para eliminar la mesa rotatoria y la junta kelly que se desliza a través de ella. Además, esta nueva junta permite que, eliminado el tramo común de perforación de 10 metros con la junta kelly, ahora el tramo pueda ser de 30 metros, lo cual representa mejorar la eficiencia del progreso de la perforación al tener menos maniobras para conectar los tubos a la sarta. La junta automotriz tiene integrada un motor o impulsor eléctrico con suficiente potencia para imprimirle la deseada velocidad de rotación a la sarta de perforación, a la cual está conectada directamente. La potencia puede ser de 1.000 o más caballos de fuerza según el peso de la sarta, profundidad final y trayectoria del pozo, vertical o direccional de alto alcance o penetración horizontal. La junta rotatoria automotriz sube y baja deslizándose sobre un par de rieles paralelos asidos a la torre, los cuales forman la carrilera que comienza a tres metros del piso del taladro y culmina en la cornisa.  La junta Kelly Generalmente tiene configuración cuadrada, hexagonal, o redonda y acanalada, y su longitud puede ser de 12, 14 ó 16,5 metros. Su diámetro nominal tiene rangos que van de 6 cm hasta 15 cm, y diámetro interno de 4 cm a 9 cm. El peso de esta junta varía de 395 kg a 1,6 toneladas. Esta pieza se conoce por el nombre propio de su inventor, Kelly. La mayoría de las veces tiene forma cuadrada; en castellano le llaman “el cuadrante”. La

junta tiene roscas a la izquierda y la conexión inferior que se enrosca a la sarta de perforación tiene roscas a la derecha. La kelly, como podrá deducirse por su función, es en sí un eje que lleva un buje especial que encastra en la colisa y por medio de este buje la colisa le imparte rotación. Como la kelly está enroscada a la junta giratoria y ésta a su vez cuelga del bloque viajero, el perforador hace bajar lenta y controladamente el bloque viajero y la kelly se desliza a través del buje y de la colisa. Una vez que toda la longitud de la kelly ha pasado por el buje, el hoyo se ha ahondado esa longitud, ya que la sarta de perforación va enroscada a la kelly. Para seguir profundizando el hoyo, el perforador iza la kelly, desencaja el buje de la colisa, el cual queda a cierta altura de la mesa, para permitir que sus ayudantes, los cuñeros, coloquen cuñas apropiadas entre el tubo superior de la sarta de perforación y la colisa para que cuando el perforador baje la sarta lentamente ésta quede colgando segura y firmemente de la colisa. Entonces se puede desenroscar la kelly para agregar otro tubo de perforación a la sarta. Agregado el nuevo tubo, se iza la sarta, se sacan las cuñas y se baja la parte superior del nuevo tubo hasta la colisa para volver a acuñar y colgar la sarta otra vez y luego enroscarle una vez más la kelly, izar, sacar las cuñas, encastrar el buje en la colisa, rotar y continuar así ahondando el hoyo la longitud de la kelly otra vez. Por su función, por las cargas estáticas y dinámicas a que está sometida, por los esfuerzos de torsión que se le imponen, porque su rigidez y rectitud son esenciales para que baje libremente por el buje y la colisa, la kelly es una pieza que tiene que ser fabricada con aleaciones de los aceros más resistentes, muy bien forjados y adecuadamente tratados al calor. Durante las tareas de meter y sacarla sarta de perforación del hoyo, es necesario utilizar la polea viajera, su gancho y elevadores por mucho tiempo. Por esto, la junta kelly y la junta giratoria son

entonces apartadas y la Kelly se introduce en el hoyo de descanso, dispuesto especialmente para este fin a distancia de la colisa en el piso del taladro. Además, para ganar tiempo en el manejo y disposición del tubo de perforación, que desde el arrumadero y por la planchada se trae al piso del taladro para añadirlo a la sarta, en el piso de algunos taladros se dispone de otro hoyo adicional, hoyo de conexión, para este fin.  Sub- Estructura La sub- estructura es una armadura grande de acero que sirve de soporte a la torre y los componentes del equipo de perforación. Proporciona espacio bajo el piso de la torre para instalar los preventores de reventón y otros equipos de control de pozos. Fundación sobre la cual descansa la Torre de perforación debe ser suficientemente alta para que permita la colocar el conjunto de impide reventones

 Gancho Herramienta localizada debajo del

bloque viajero al cual va

unido y del cual está suspendida la unión giratoria, el cuadrante y la sarta de perforación durante las operaciones de perforación. Se utilizan para conectar diferentes equipos al sistema de elevación, es decir, sostiene al elevador durante el ascenso y descenso de la tubería o sarta. Están diseñados de acuerdo al peso máximo que puedan levantar, varia entre 50 y más de 600 Toneladas.

 Elevador Es una herramienta que sujeta la sarta de perforación a nivel de las juntas, para levantarla y/o sacarla del hoyo.  Las cuñas Conjunto de piezas flexibles cuya superficie interior es curva y dentada. Durante el viaje de tubería, la sarta de perforación se sostiene alternativamente por el bloque

viajero y las cuñas, las

cuales se introducen en la abertura cónica en el centro de la mesa rotatoria, rodean la tubería de perforación sujetándola por acción combinada de fricción y mordedura.  Llaves de Esfuerzo Son tenazas hidráulicas que se utilizan para aplicar momentos de torsión a la tubería de perforación bien sea para enroscarla o desenroscarlas. Permiten desenroscar la tubería de perforación en el momento de hacer un viaje, ejerciendo fuerza sobre la tubería. Igualmente, al meter la sarta de perforación se invierte el proceso y se procede a enroscar las uniones.  Consola del Perforador Lugar donde se encuentran los instrumentos que sirven para monitorear el funcionamiento del equipo de perforación. Constituye un accesorio que permite que el perforador tenga una visión general de todo lo que esta ocurriendo en cada uno de los componentes del sistema: presión de bomba, revoluciones por minuto de la mesa,

torque, peso de la sarta de perforación, ganancia o pérdida en el nivel de los tanques, entre otros.  Encuelladero Constituye una plataforma de trabajo ubicada en la torre a una altura aproximada entre 80’ y 90’ y permite que el encuellador coloque las parejas de tubería y portamechas mientras se realizan operaciones como cambio de mechas, bajada de revestidores, entre otros. Para ello, este accesorio consta de una serie de espacios semejando un peine donde el encuellador coloca la tubería. Es el lugar de la torre donde las secciones de tubería son paradas y amarradas por el encuellador cuando la sarta de perforación está fuera del hoyo.

 Rampa para tubería Es el lugar a través del cual se izan la tubería de perforación y otros equipos, se colocan en el piso del aparejo a través de una abertura conocida como five door. Está ubicada en el frente de la torre donde se colocan las tuberías para luego levantarlas o bajarlas del piso del taladro. SISTEMAS DE CIRCULACIÓN El sistema de circulación es otro de los componentes de un taladro de perforación, y es el que se encarga de proveer los equipos apropiados y áreas de trabajo necesarias para preparar, mantener y

circular el fluido de perforación. Para remover los cortes de roca producidos por la perforación del hueco se cuenta con este Sistema. La circulación del lodo de perforación tiene un efecto de enfriamiento en los componentes de la sarta de perforación. PRINCIPIOS BÁSICOS DE FUNCIONAMIENTO 

Es un sistema cerrado que se inicia en el tanque de succión desde donde el lodo es bombeado al interior del pozo por medio de las bombas.



Se desplaza por el interior de la sarta de perforación hasta el fondo del pozo, sale a través de la barrena a alta presión lubricándola y recogiendo los cortes de roca.



Asciende a la superficie a través del espacio anular y termina en la criba donde las partículas grandes de rocas son separadas



Luego pasa a través de los equipos de separación de sólidos donde

las

partículas

más

pequeñas

son

retiradas,

acondicionado y colocado en el tanque de succión. COMPONENTES DEL SISTEMA DE CIRCULACIÓN DE LÍQUIDOS EL SISTEMA ESTÁ DIVIDIDO EN: -Tanques de fluido -Bombas de fluido. -Equipos de superficie: *Líneas de alta presión

es

*Tubo vertical *Manguera de lodo. *Unión giratoria. -Equipos de subsuelo: *Tubería de perforación. *Mecha de perforación. -Equipos de remoción de sólidos: *Criba vibratoria. *Desgasificación. *Hidrociclones. *Desarenadores. *Centrífugas. El fluido de perforación es una mezcla líquida de características especiales que circula dentro del hoyo y el cual cumple funciones específicas en la perforación de un pozo. Existen tres tipos básicos de fluidos de perforación: A base de agua, a base aceite y a base de aire. 1. FLUIDO DE PERFORACIÓN A BASE DE AGUA: Los fluidos de perforación más usados son los de base de agua. Este fluido esta compuesto con varias combinaciones de agua fresca o salada, bentonita y aditivos químicos. El tipo de combinación la determina la condición del hoyo. 2. FLUIDO DE PERFORACIÓN A BASE ACEITE: los fluidos a base de aceite son usados en formaciones solubles al agua, pozos profundos y de altas temperatura, formaciones sujetas a pegarse por presiones diferenciales, lutitas hidrables, etc.

3. FLUIDO DE PERFORACIÓN A BASE AIRE: solamente cerca del 1% de todos los fluidos de perforación son a base de aire, neblina o gas. La ventaja principal de este tipo de fluido es el

incremento de la rata de penetración y su uso en formaciones repletadas o yacimientos naturalmente fracturados. FUNCIONES PRINCIPALES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN - Remover los cortes hechos por la mecha, transportándolos hacia la superficie. Proporcionar suficiente presión hidrostática para controlar las presiones de los yacimientos perforados. - Evitar derrumbes de la pared del hoyo. - Transmitir potencia hidráulica - Enfriar y lubricar las sartas de perforación y las mechas. TANQUES DE FLUIDO Son reservorios normalmente rectangulares, que permiten el almacenamiento y movimiento del fluido de perforación en un circuito cerrado de circulación desde y hacia los tanques, las tuberías en el pozo y los espacios anulares. BOMBAS DE FLUIDO Su función principal es manejar grandes volúmenes de lodo a altas presiones. Bombas de embolo de desplazamiento positivo, pueden ser Duplex (de doble acción) o Triplex (acción sencilla son un 40%-50% más livianas, por lo tanto son más eficientes, más fáciles de transportar y de reparar) son utilizadas para desplazar el lodo con suficiente potencia a fin de superar las caídas de presión que se registran a lo largo del sistema de circulación EQUIPOS DE SUPERFICIE

- LÍNEAS DE ALTA PRESIÓN: Comprende todas las líneas, codos, etc., que sirven para llevar el fluido desde la descarga de la bomba hasta el tubo vertical. - TUBO VERTICAL: Es un tubo de acero el cual se coloca en una esquina de la cabria. Este conecta la línea de descarga con la manguera de lodo. - MANGUERA DE LODO: Transporta el lodo desde el extremo del tubo vertical hasta la parte superior de la unión giratoria. - UNIÓN GIRATORIA: Permite el paso del fluido a través de ella, aislando la rotación de la sarta por medio de un sistema de rolinera. EQUIPOS DE SUBSUELO Es el conjunto de tuberías a través de las cuales el lodo es bombeado al fondo del pozo, en este tramo se produce la perdida de 1/3 de la presión de bombeo de superficie. En la barrena el lodo es forzado a salir al espacio anular a través de las boquillas de inyección, el liquido a alta presión remueve los trozos de rocas además limpia y lubrica la barrena. Después de abandonar la barrena el lodo asciende hacia la superficie a través del espacio anular arrastrando con él los cortes de la mecha, su peso debe ser suficiente como para ejercer una presión hidrostática mayor que la de las formaciones atravesadas. - TUBERÍA DE PERFORACIÓN: Entre otras cosas sirve de conductor para bombear el fluido de perforación hasta el fondo del pozo. La tubería de perforación va conectada al lastra barrena superior y su último tubo se enrosca a la junta kelly, la cual le

imparte a la barrena y a toda la sarta el movimiento rotatorio producido por la colisa. Esta sección de la sarta de perforación va aumentando en longitud a medida que se va ahondando el hoyo. Además de las funciones de hacer girar e imponer peso a la barrena, la tubería de perforación es parte esencial del conducto que lleva el fluido de perforación desde las bombas al fondo del hoyo, a través de la barrena. Por tanto, la tubería de perforación está expuesta a fuertes fuerzas de rotación, de tensión, de compresión, de flexión y pandeo, de torsión, de aprisionamiento por derrumbe del hoyo, de roce, de fatiga, de rebote y desgaste general. De allí que la fabricación se haga utilizando

aleaciones

especiales

de

acero,

cuyas

características

soporten los esfuerzos a que están sujetos en el hoyo tanto cada tubo como las conexiones que los unen. La tubería de perforación se fabrica en una variada selección de diámetros externos nominales desde 25,4 hasta 317,5 milímetros. Los diámetros por debajo de 76 milímetros y los mayores de 139,7 milímetros se emplean para casos especiales. Generalmente, los diámetros de uso corriente son de 88,9,101,6, 114,3, 127 y 139,7 milímetros que, respectivamente, corresponden a 31/2, 4, 41/2, 5, 51/2 pulgadas. La longitud de cada tubo varía según el rango API. El rango 1 abarca una longitud de 5,5 a 6,7 metros; el rango 2, de 8,2 a 9,1 metros y el rango 3, de 11,6 a 13,7 metros. Las siderúrgicas y suplidores de tuberías para la industria petrolera ofrecen una variada selección corriente de tubos pero también pueden satisfacer pedidos especiales de los usuarios. Cuando se

requiere

una

sarta

de

perforación

debe

pensarse

en

las

características deseadas: longitud total de la sarta y rango de longitud de los tubos; diámetro nominal e interno del tubo; grado del material (D, E u otro especial); punto cedente en tensión (carga);punto cedente

en torsión (momento); peso por metro de longitud; tipo de conexión; longitud, diámetro externo e interno, recalcado interior o exterior o ambos; punto cedente de tensión y en torsión, y momento necesario de torsión de enrosque. La selección de los componentes principales de toda la sarta, así como dispositivos auxiliares necesarios, dependen fundamentalmente del diámetro y de la profundidad del hoyo como también de las características

y

comportamiento

de

los

estratos

que

ha

de

desmenuzar la barrena. La selección se hace aún muchísimo más importante para áreas donde se dificulta mantener el hoyo recto, debido al buzamiento y al grado de dureza e intercalación de estratos diferentes. De igual manera, merece atención si en el área de la perforación existe la presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S), que por su acción corrosiva puede someter a la sarta a severo debilitamiento de sus características metalúrgicas. La inspección, la protección de las roscas, el adecuado transporte, arrume y manejo de la sarta, y lubricación apropiada de las conexiones cada vez que cada tubo se mete en el hoyo son tareas importantes para conservar la sarta en buen estado. Por sí, la sarta con todos sus componentes representa una inversión que se hace más cuantiosa en relación a su longitud, ya que la capacidad del taladro puede ser para hacer hoyos muy profundos hasta 9.145 metros o más. - MECHA DE PERFORACIÓN: Es el extremo de la sarta de perforación y desde donde se inicia el retorno del fluido hacia la superficie por los espacios anulares. EQUIPOS DE REMOCIÓN DE SÓLIDOS

Son los equipos encargados de limpiar el fluido proveniente del pozo, antes de que sea bombeado nuevamente al mismo. Los cortes de formación o ”ripio” que transportan el fluido, son descartados por diferentes tipos de separadores de sólido en función de su tamaño. Así los cortes más grandes son eliminados en las zarandas vibratorias para luego descartar los cortes más pequeños en hidrociclones, desarenadores y centrífugas. - CRIBA VIBRATORIA: La Criba de Esquistos es una maquina con un cedazo que vibra en forma controlada, sirve para separar los cortes ò trozos de rocas más grandes del fluido de perforación - DESGASIFICACIÓN: Elemento diseñado especialmente para remover el gas que está en solución en lodo de perforación - HIDROCICLONES: Es un cono de diseño especial que obliga a descender al lodo en forma espiral creando una zona de baja presión en el centro que succiona al lodo por la parte superior mientras que los sólidos son expulsados por la parte inferior. - DESARENADORES: Equipos de control de sólidos que permiten separar la arena contenida en el fluido de perforación producto de la perforación. Funcionan a través del principio de fuerza centrifuga ejercida sobre el fluido de perforación cuando el mismo pasa por conos. - CENTRÍFUGAS: En las centrifugas se rota el lodo a alta velocidad separando las partículas de acuerdo a su peso. Estas unidades pueden extraer partículas pequeñas hasta 2 Micrones.

SISTEMA DE SEGURIDAD Forma parte de los principales componentes del taladro de perforación, este tiene como función principal regular el flujo de los fluidos en el pozo a fin de controlar una arremetida. La arremetida se produce cuando la presión hidrostática de la formación es mayor que la ejercida por el lodo, esto ocasiona un desequilibrio y provoca la impulsión de los fluidos de perforación por parte de los fluidos de la formación. Si este suceso no es controlado por el sistema de seguridad da origen a los llamados reventones, los cuales pueden ocasionar daños a los equipos, al ambiente e incluso al recurso humano. Podemos decir que las principales funciones del taladro son:  Detectar la arremetida y permitir sellar el pozo en caso de que esto ocurra.  Mantener contrapresion suficiente en el hoyo para permitir la circulación controlada de los fluidos.  Permitir el movimiento de la sarta de perforación con el pozo cerrado bajo presión.  Desviar el flujo lejos del personal y los equipos en caso de ser necesario. Componentes 1. Válvulas Impiderreventones o Preventoras: Son dispositivos que permiten controlar los fluidos dentro de la formación bajo cualquier condición de perforación. I. Arreglo de Impiderreventones: El código API es utilizado para describir este arreglo y presenta las siguientes designaciones.

A: Impiderreventones Anular. G: Impiderreventones Rotatorio. R: Impiderreventones de Ariete Sencillo Para Tuberías o Ciego. RD: Impiderreventones de Ariete Dobles. RT: Impiderreventones de Ariete Triple. S: Carreto de Perforación. Existen diversos tipos de arreglos de acuerdo al tipo de pozo que se va a perforar, pero se debe considerar que a medida que se incrementa la cantidad de arietes, aumenta el costo, el peso y la longitud mientras que pocos arietes hacen el arreglo mas flexible y riesgoso. a. Impiderreventones o Preventor de Arietes: Es la válvula preventora más elemental. Está normalmente diseñada para cerrarse con 1500 lpc de operación. La mayor parte de los impiderreventones de arietes son diseñados para sellar contra presión solo en su cara inferior, por lo cual, debe tenerse sumo cuidado al momento de su instalación garantizando su correcta colocación. Una gran cantidad de arietes en los sistemas preventores se cierran en forma hidráulica, mediante pistones, algunos usan tornillos pero las regulaciones vigentes recomiendan el uso de equipos hidráulicos, adicionando un sistema manual en caso de que el anterior falle. Existen varios tipos de ariete entre los cuales destacan: 1. De Tuberías y De Tuberías Variadas. 1.1

De Tubería: Es un bloque de acero cortado capaz de

amoldarse a la tubería que debe cerrarse. El corte de este tubo debe ser herméticamente una tubería especifica,

ayudado por una goma sellante a su vez posee otra goma en la parte superior que permite sellar el espacio anular. 1.2

De Tuberías Variadas: Estos arietes han sido diseñados

para cerrar varios diámetros de tubería dependiendo del tipo de impiderreventon con una Kelly hexagonal. 2. Ciegos: Son un tipo especial de ariete que no poseen ningún tipo de corte para alojar la tubería sino que son rectos y poseen elementos de sellos grandes. 3. De Cortes o Cizallantes: Este preventor posee cuadrillas especiales para cortar tubulares (Tubos de Perforación, Porta-mecha, tubo de producción), trabaja con presiones de operación mayores que las normales o convertidores hidráulicos. Su elemento sellante es pequeño. b. Preventor Anular: Estos son los dispositivos más versátiles para el cierre del pozo. Poseen un sello adicional que se acciona con la arremetida

del pozo

hacia arriba.

Cierra

sobre el cuadrante,

portamechas, sarta, guaya fina o en caso de emergencia en espacio interno. Está constituido por una goma circular y un pistón circular en forma de cuña. Dependiendo del fabricante el funcionamiento interno puede variar, de acuerdo a la forma como se obtiene el sellado, pero típicamente esto se logra por desplazamiento vertical u horizontal de la empacadura. La mayoria de estos impiderreventones se diseñan para una maxima presión de operación recomendada de 1500 lpc, a pesar de que algunos tienen una presión de trabajo en la entrada de 3000 lpc. La misma presión para lograr sellos depende de algunos factores como diámetro interno, diámetro externo y presión de pozo.

En términos generales, a mayor diámetro interno y menor diámetro de la tubería, mayor e la presión hidráulica necesaria para asegurar el sellado, aunque ciertos modelos requieren valores específicos de esta presión. Normalmente la presión regulada para un impiderreventones anular debería estar entre 500 y 800 lpc cuando se mueve la tubería. El uso de presiones inadecuadas de operación (Acumulador) sobre el impiderreventones anular es una de las fuentes principales de fallas de la empacadura del mismo. A pesar de que debe cerrar sobre diferentes tamaños y formas de tuberías, el impiderreventones anular debe probarse usando un tubo de perforación del tamaño en uso. También cuando se usan estos equipos, debe tenerse en cuenta el uso de la menor presión de operación posible para ayudar a preservar la empacadura. Para mejorar su funcionamiento deben tomarse en cuenta los siguientes tips: 

Nunca usar en la unidad de cierre una presión mayor que la

necesaria, especialmente moviendo la sarta. 

Probar su funcionamiento, de acuerdo a las normativas.



API / PDVSA. Como referencia, probar estos equipos: Cuando

se instalan en el arreglo, cuando se cambie algún componente del mismo y en una rutina sugerida de una vez por semana. Deben probarse conjuntamente con los demás componentes del sistema de seguridad 

Verificar

con

los

manuales

operacionales para cada modelo.

del

fabricante

los

daños



Arrastrar las tuberías con altas presiones de cierre del pozo y

operacionales, originan desgastes y fallas prematuras del elemento sellante. 2. Carretos de Perforación: Este equipo une el cabezal del revestidor al arreglo del impiderreventones y permite la circulación de los fluidos al pozo mediante la línea de matar y hacia el múltiple de estranguladores a través de la línea de estrangulación. A esta línea se le acopla una válvula hidráulica de apertura y cierre rápido (HCR). El carreto de perforación debe tener la misma capacidad (Presión y trabajo) que las válvulas impiderreventones, líneas y múltiples de estranguladores, y se utilizan normalmente para presiones de trabajo de 2000 lpc (2M), 3000 lpc (3M), 5000 lpc (5M), 10000 lpc (10M) y 15000 lpc (15M). a. Línea de Matar: Va desde la bomba de lodo al conjunto de válvulas de seguridad, conectándose a estas en el lado opuesto a las líneas de estrangulación.. A través de esta línea se bombea lodo pesado al pozo hasta que la presión se haya restaurado, lo cual ocurre cuando se ejerce suficiente presión hidrostática contra las paredes del hoyo para prevenir cualquier irrupción del fluido al pozo. Su utilización es necesaria cuando se desea desplazar fluidos en una circulación inversa (De anular a tubería). Normalmente posee una válvula unidireccional (Check Valve) para evitar reflujos. b. Línea de estrangulación: Desvía el fluido en caso de una arremetida hacia el múltiple de estranguladores.

c. Válvula HCR: Es una válvula operada hidráulicamente, de apertura y cierres rápidos, que se instala en la línea de los estranguladores. Entre el cabezal y esta válvula se instala una válvula normal, la cual deberá estar permanentemente abierta, durante el proceso de perforación. El flujo a través de la línea hacia los estranguladores se evita colocando la válvula HCR en posición cerrada mientras se perfora. En caso

de

una

arremetida,

debe

abrirse

antes

de

cerrar

los

impiderreventones para permitir la circulación del fluido hacia el múltiple de estranguladores. 3. Múltiple Estrangulador: Ensamblaje de tuberías blindadas de alta presión con salidas laterales controladas por válvulas manuales y automáticas. Cuando se activa el distribuidor de flujo se mantiene suficiente contrapresión en el hoyo para que no continúe entrando fluidos desde la formación hacia el

pozo, al desviarse el lodo a través de las

válvulas que restringen el flujo y lo dirigen a los tanques de reserva, al separador de gas o al área de acondicionamiento del lodo. 

Estrangulador Manual: Es una válvula mecánica de apertura y

cierre manual y progresivo. Comúnmente es de tipo “Aguja” con un asentamiento cónico. Es el equipo que permite el control de la presión aplicada en el fondo del pozo, cuando se circula una arremetida a través de él, mediante el incremento o reducción gradual del área de flujo. 

Estrangulador Hidráulico: Es un regulador cuya apertura y cierre

se logra a través del fluido (Aceite) presurizado. El tipo común, al igual que el manual, es el asiento de aguja.



Cámara de Expansión: Se encuentra ubicada a la salida del

múltiple de estranguladores. Es un tubo de mayor diámetro que el diámetro del nominal del múltiple, para permitir la expansión del fluido, disminuyendo la presión. El diámetro de la cámara de expansión para un múltiple de 4¨, es normalmente de 8¨. 

Estación Remota: Consola para accionar el estrangulador

instalada en el piso de la torre. 4. Acumulador: Los preventores se abren o cierran con fluido hidráulico que va almacenando bajo presión en un equipo llamado Acumulador. Varios recipientes en forma de botella o esféricos están localizados en la unidad de operaciones y es allí donde se guarda el fluido hidráulico. Posee líneas de alta presión que llevan el fluido hidráulica a los preventores y cuando las válvulas de control se activan, el fluido causa que los preventores actúen. Ya que los preventores

se

deben

poder

sellar

rápidamente

cuando

sea

necesario, el fluido hidráulico se tiene que poner bajo 1500 a 3000 psi de presión utilizando el gas de nitrógeno contenido en los recipientes. a) Estación Remota: Consola empleada para operar el acumulador de presión. b) Tanque de Almacenamiento de Fluidos: Es un depósito para el fluido utilizado en la operación de apertura y cierre de las válvulas impiderreventones y HCR. Sobre este se coloca la válvula de 4 vías. c) Bombas Presurizadoras: La unidad acumuladora de presión posee dos bombas encargadas de presurizar el fluido una de las cuales es accionada por un motor eléctrico y la otra es accionada neumaticamente. La presión de almacenamiento del fluido para taladros normales es de 300 lpc cualquiera de las dos bombas es capaz de presurizar el fluido hasta 3000 lpc pero, se selecciona la eléctrica como la primera alternativa. d) Switches de Control: Controlan el encendido y apagado de las bombas.

d.1) Bombas Eléctricas: El Switch de Control enciende la bomba cuando la presión de los cilindros baja a 2750 lpc. La apaga al presurizar el sistema con 300 lpc. d.2) Bombas Neumaticas: El switch de Control enciende la bomba cuando la presión de los cilindros desciende a 2700 lpc. La apaga al presurizar 2900 lpc. e)

Cilindros

de

Almacenamiento:

Son

depósitos

cilíndricos

(Botellas) que poseen una pre-carga de nitrógeno en su interior. Dicha pre-carga de 1000 lpc esta contenida en una goma (BLADDER) y su misión es la de actuar como un resorte para acelerar la salida del fluido desde los lindros hacia la válvula que esta siendo operada. f) Válvulas de Cuatro Vías: Son las válvulas que accionan los equipos impiderreventones. Van instaladas en un múltiple en la unidad acumuladora, que mantiene una presión disponible de 1500 lpc y existe una para cada válvula hidráulica del sistema de seguridad. Posee tres posiciones Abierta, Cerrada o Neutral. g) Válvula By Pass: Esta válvula en posición cerrada (normal), independiza la presión en los cilindros (3000 lpc) de la presión disponible en la válvula de cuatro vías (1500 lpc). En posición abierta, comunica

los

cilindros

con

las

válvulas

de

cuatro

vías,

proporcionándoles una presión disponible de 3000 lpc. h) Líneas para Acción Remota: como se menciono anteriormente la unidad acumuladora de presión puede accionarse remotamente y para ello posee líneas y transcriptores de señal de aire para cada una de las cuatro vías. 5) Tanque de Viaje: Estructura metálica calibrada utilizada con la finalidad de contabilizar el volumen de lodo en el hoyo durante los viajes de tubería. Permite detectar si la sarta de perforación esta desplazando o manteniendo el volumen dentro del hoyo cuando se meta o se saque tubería del mismo.

a) Bomba de Llenado: Los tanque de llenado gravitacional necesitan de una bomba centrifuga para trabajar los fluidos desde el tanque de lodo. El sistema que posee el tanque de viajes incorporado a los tanques activos, tal como los taladros para perforar en tierra, necesitan también de bombeo centrifugo, por encontrarse en tanque de viajes normalmente por debajo del nivel de la línea de flujo, el trabajo de estas bombas es llenar el pozo. Cuando se esta perforando debe lavarse el tanque de viajes y verificarse el funcionamiento de las válvulas y bombas centrifugas. b) Calibración: Los tanques de viajes deben estar calibrados de tal forma que se pueda apreciar, con facilidad, fracciones de un barril. Esto es con la finalidad de verificar con exactitud el volumen tomado o aportado por el pozo. El sistema de medición universal es el de flotador y regla graduada pero, algunos sistemas modernos incluyen sensores de nivel de fluidos e instrumentos registradores (Digitales o Cartas). 6. Manifold: Se utiliza para descargar gas, petróleo y lodo a alta presión en caso de una arremetida. Desde el manifold los fluidos son transportados a través de la línea de quema al quemadero o al separador de gas. 7. Degasificador: Permite la separación continua de pequeñas cantidades de gas presentes en el lodo para evitar la reducción de la densidad del mismo, la eficiencia de las Bombas

de

Lodo y la

Presión Hidrostática ejercida por la columna de lodo. 8. Separador de Gas: La mayor parte del gas que acompaña a una surgencia se separa del fluido después del estrangulador. Este es el gas del que se ocupa el separador. El separador de gas permite que el gas que se separa del fluido salga del sistema y gravite o sea expulsado hacia la línea de quemado. Interiormente esta constituido por deflectores que hacen que cantidades de lodo y gas se muevan

más despacio y un arreglo en forma de S en el fondo permite que el lodo fluya hacia el tanque del vibrador mientras mantiene el gas por encima del lodo. El tubo de descarga en la parte superior permite que el gas se queme sin hacer mucha presión contra el lodo. 9. Línea de Quemado: Es un conjunto de tubos a través de los cuales se transporta los fluidos provenientes de la formación al quemadero. 10. Línea de Desechos: Tubería que envía los desechos hasta la fosa de quemado. 11. Fosa de Quemado: El quemadero es un hoyo cavado en el extremo de la línea de quema para incinerar gas y/o petróleo que llegan a la superficie durante las pruebas de formación ò durante un amago de reventón.

CLASIFICACIÓN DE LOS TALADROS TIPO CABRIA HASTA (MLBS) MALACATE HASTA (HP)

A

B

C

D

E

500

750

1200

1600

2000

1500

2000

3000

1300

1400

1600

15000

20000

25000

1200 –

1200 –

1200 -

1500

1500

1500

400 600 – 750

BOMBA HASTA (HP)

800

PROF. HASTA (PIES)

800

800 – 1000 12000

ALMACENAJE (BLS) < 500 500 – 800

TIPOS DE TALADROS

Las

torres

de

perforación

grandes

perforan

pozos

muy

profundos de 20000 pies o 7000 metros o más. Se destacan seis tipos de taladros de perforación de acuerdo a la ubicación y plataforma. 1. En Tierra: Es el más común, este solo perfora en tierra y es fijo. Potencia Ligera Mediano Pesado Ultrapesado

Pies 3000-5000 4000-10000 12000-16000 18000-25000

Metros 1000-1500 1200-3000 3500-5000 5500-7500

2. Autoelevadiso: Este tipo de taladro se encuentra costa afuera, posee pilares que soportan la cubierta y el casco. Sus bases se apoyan en el fondo del mar y estas pueden retraerse hacia arriba para transportar la plataforma en barco; Luego sus bases se sustentan nuevamente sobre el fondo del mar para perforar otro pozo. La profundidad que alcanza esta alrededor de los 400 pies o 120 metros. 3. De Plataforma: Es una estructura inmóvil en el mar, permite la perforación de varios pozos petroleros. Se construyen a poca distancia de la costa y las más pequeñas son asistidas por barcos auxiliares mientras que las grandes son autónomas. Estas poseen bases capaces de resistir los efectos del agua y del viento. 4. Sumergibles: Son estructuras que flotan en el mar, mientras perforan

los

operarios

permiten

que

ingrese

agua

en

el

compartimiento y esta se hunde hasta posarse en el fondo del mar y luego de finalizado el proceso se libera el agua para remolcar por medio de barcos la plataforma hacia un nuevo pozo. Permiten perforar en aguas poco profundas (175 pies aproximadamente 50 metros).

5. Semisumergibles: Son plataformas costa afuera, estas inundan parcialmente los compartimientos y es anclada o sustentada por un equipo de propulsores o posicionadores. Los equipos preventores se instalan en el fondo del océano y alcanzan una profundidad de 7500 pies o 2500 metros. 6. Buque: Es un grupo flotante y autopropulsado para perforar a poca y mediana distancia de la costa. El sistema de seguridad de preventores se instala en el fondo del mar.

SEGURIDAD DURANTE EL PROCESO DE PERFORACIÓN a. Importancia: Durante el proceso de perforación, especialmente dentro de la aplicación de la hidráulica de los fluidos existen ciertos aspectos relacionados con la seguridad o protección integral. El proceso de preparación de los fluidos de perforación conlleva al personal que labora en los diferentes equipos o taladros a estar en contacto directo con una serie de aditivos químicos tóxicos los cuales sirven de base para dicha mezcla. De tal manera que es necesario que se tomen ciertas medidas dentro de este proceso, relacionados con los equipos de protección personales e identificación de riesgos. b. Equipos de Protección Personal: Todas aquellas personas involucradas en a preparación del fluido de perforación deberán tener los siguientes equipos de protección personal: 

Guantes



Zapatos de Seguridad



Casco de Seguridad



Mascarilla Nasal



Delantal



Lentes

c. Identificación de Riesgos: Es necesario que el personal involucrado en la preparación y bombeo del fluido de perforación tenga una clara visión sobre: 

Manejo e identificación de aditivos químicos tóxicos.



Manejo de Mezcladores y Bombas Centrífugas.



Manejo de Agitadores de Fluidos a Presión en el Tanque.



Movilización a través de pisos enrejados.



Manejo de Bombas Reciprocantes.

d. Protección Ambiental: La protección ambiental forma parte integral de todos lo procesos involucrados en la perforación de pozos de petróleo y o gas. En lo concerniente a la hidráulica de los fluidos, la protección del ambiente está relacionada con las medidas preventivas en la preparación de dichos fluidos, ya que los aditivos químicos utilizados tanto en operaciones de tierra o lago son generalmente de un alto grado de contaminación. De tal manera, que las personas que realicen estas actividades deben tomar todas las precauciones para evitar que tales aditivos estén en contacto con el medio ambiente, para tal efecto se mencionan las medidas preventivas: 

Asegúrese de que las compuertas de los tanques cierren

herméticamente. 

Utilice los embudos para la mezcla evitando que los aditivos

salgan del mismo. 

Mantenga los recipientes de los aditivos usando un lugar

seguro. 

En caso de fluidos desechados, realizar las transferencias al

sitio aislado sin contaminar el área.



Detectar y corregir fugas en sistemas de circulación de los

fluidos de perforación. SARTA DE PERFORACIÓN 

Definición. La sarta de perforación es una columna de tubos de acero, de

fabricación y especificaciones especiales, en cuyo extremo inferior va enroscada la sarta de lastrabarrena y en el extremo de ésta está enroscada la barrena, pieza también de fabricación y especificaciones especiales, que corta los estratos geológicos para hacer el hoyo que llegará al yacimiento petrolífero. Dicho simplemente la sarta de perforación esta compuesta de los tubos de perforación, collares, porta-mechas y drillcollars, con cierta cantidad de accesorios menores y conecta los elementos de superficie con la broca de perforación. A toda la sarta le imparte su movimiento rotatorio la colisa por medio de la junta kelly, la cual va enroscada al extremo superior de la sarta. El número de revoluciones por minuto que se le impone a la sarta depende de las características de los estratos como también del peso de la sarta que se deje descansar sobre la barrena, para que ésta pueda efectivamente cortar las rocas y ahondar el hoyo. En concordancia con esta acción mecánica de desmenuzar las rocas actúa

el

sistema

de

circulación

del

fluido

de

perforación,

especialmente preparado y dosificado, el cual se bombea por la parte interna de la sarta para que salga por la barrena en el fondo del hoyo y arrastre hasta la superficie la roca desmenuzada (ripio) por el espacio anular creado por la parte externa de la sarta y la pared del hoyo. Del fondo del hoyo hacia arriba, la sarta de perforación la componen esencialmente: la barrena, los lastrabarrena, la tubería o

sarta de perforación y la junta kelly, antes descrita. Además, debe tenerse presente que los componentes de las sartas siempre se seleccionan para responder a las condiciones de perforación dadas por las propiedades y características de las rocas y del tipo de perforación que se desee llevar a cabo, bien sea vertical, direccional, inclinada u horizontal. Estos parámetros indicarán si la sarta debe ser normal,

flexible,

rígida

o provista

también de estabilizadores,

centralizadores, motor de fondo para la barrena u otros aditamentos que ayuden a mantener la trayectoria y buena calidad del hoyo. En un momento dado, la

sarta puede ser sometida

a

formidables fuerzas de rotación, de tensión, de compresión, flexión o pandeo

que

más

allá

de

la

tolerancia

mecánica

normal

de

funcionamiento puede comprometer seriamente la sarta y el hoyo mismo. En casos extremos se hace hasta imposible la extracción de la sarta. Situaciones como ésta pueden ocasionar el abandono de la sarta y la pérdida del hoyo hecho, más la pérdida también de una cuantiosa inversión. 

Tipos de Sartas. 1. Sarta Convencional: esta compuesta por la Tubería de Perforación,

Hevy

Wate,

Collares

de

Perforación,

Escareador y un Estabilizador. 2. Sarta Direccional: esta conformada por Hevy Wate, Tubería de Perforación, Drilling Jar, MWD+LWD y un Motor de Fondo. Funciones y Usos Principales de La Sarta De Perforación Para garantizar el buen estado del hoyo y asegurar la continuidad eficaz de la perforación, las sartas de revestimiento cumplen las siguientes funciones: 

Evitan el derrumbe de estratos someros deleznables.



Sirven de prevención contra el riesgo de contaminación de yacimientos

de

agua

dulce,

aprovechables

para

usos

domésticos y/o industriales en la vecindad del sitio de perforación. 

Contrarrestan la pérdida incurable de circulación del fluido de perforación o la contaminación de éste con gas, petróleo o agua salada de formaciones someras o profundas.



Actúan

como

soporte

para

la

instalación

del

equipo

(impiderreventones) que contrarresta, en caso necesario, las presiones subterráneas durante la perforación y luego sirven también como asiento del equipo de control (cabezal) que se instalará para manejar el pozo en producción. 

Confinan la producción de petróleo y/o gas a determinados intervalos.



Aíslan unos intervalos de otros para eliminar fugas de gas, petróleo o agua.



Transmitir la rotación, aplicada en superficie, a la broca.



Transmitir la fuerza o peso para que la formación o roca se rompa mas fácilmente.



Proporcionar los medios para bajar o subir la broca de perforación dentro del pozo.



Proporciona una vía desde la superficie hasta la broca para que el fluido de perforación se pueda llevar bajo presión. Factores Técnicos y Económicos Al considerar el diseño y la

selección de la sarta

de

revestimiento, los factores técnicos se centran sobre el diámetro, el peso (kilogramos por metro), su longitud y la naturaleza de las formaciones.

Por razones de economía, las sartas deben diseñarse de tubos del menor peso aceptable. Sin embargo, todos los elementos y efectos determinantes de riesgo deben ser considerados a la luz de sus recíprocas relaciones: resistencia de la sarta contrapuesta a las presiones y otros factores subterráneos. Clasificación De La Sarta De Perforación. Cuántas sartas deben ir en el hoyo es cuestión que sólo la naturaleza de las formaciones y la profundidad del hoyo final pueden determinar. La experiencia es factor importante que complementa la decisión. En el caso de la perforación muy somera quizás una sola sarta sea suficiente. Para la perforación muy profunda quizás cuatro o más sartas sean necesarias. Generalmente, tres sartas son suficientes para satisfacer la gran mayoría de los programas de revestidores. 

Sarta Primaria. Por ser la primera que se cementará dentro del hoyo, su

diámetro será mayor que los de las otras. Su longitud es corta en comparación con las otras del mismo pozo. Sin embargo, su longitud puede variar en ciertos sectores del mismo campo, de uno a otro campo o región petrolera, de acuerdo con las condiciones que presenta el subsuelo superior. Esta sarta primaria es muy importante por las siguientes razones: sirve para contener las formaciones someras deleznables; impide la contaminación de mantos de agua dulce, que pueden ser aprovechados para el consumo humano y/o industrial; juega papel importante

como

asiento

del

equipo

de

control

del

hoyo

(impiderreventones, válvulas, etc.) durante toda la perforación de

formaciones más profundas y posteriormente para la instalación del equipo de control (cabezal) del pozo productor. Habida cuenta de las características físicas de la sarta escogida, hay dos puntos más que son muy importantes para que su función sea cabal: uno, que el estrato seleccionado para cementar su extremo inferior sea muy competente y, dos, que la cementación, desde el fondo hasta la superficie, sea bien realizada para que el espacio anular quede sólidamente relleno de cemento. Así estarán bien protegidos tanto todos los estratos como la misma sarta. De acuerdo a las exigencias, los diámetros más comunes para sartas primarias son: de 244,5, 273, 339, 406 y 508 milímetros (95/8, 103/4, 133/8, 16 y 20 pulgadas, respectivamente). La profundidad a la cual puede colocarse una sarta de estos diámetros en el hoyo está en función del peso nominal (kg/metro de tubo), que se traduce en la capacidad de resistencia en tensión, aplastamiento y estallido. 

Sarta Intermedia. Una vez cementada y habiendo fraguado el cemento de la

primera sarta, prosigue la perforación. Naturalmente, se efectúa un cambio de diámetro de barrena, la cual debe pasar holgadamente por el revestidor primario. A medida que se profundiza el hoyo se pueden presentar estratos

deleznables

que

a

mediana

profundidad

pueden

comprometer la estabilidad del hoyo. Puede también ocurrir la presencia de estratos cargados de fluidos a cierta presión que podrían impedir la seguridad y el avance de la perforación. Algunas veces los fluidos también pueden ser corrosivos.

Por todo esto, se procede entonces a la selección e inserción de una segunda sarta. El número de sartas intermedias difiere de un campo a otro. Puede que una sea suficiente o que dos sean requeridas. Hay que recordar que el número de sartas implica cambios de diámetros de barrena para cada etapa del hoyo, y que el diámetro interno de la sarta a su vez y en su oportunidad es el que limita la escogencia del diámetro de ciertas herramientas que necesariamente hay que meter por la tubería para lograr la profundidad final programada. Si las condiciones lo permiten, no es raro que una sarta pueda hacer la doble función de sarta intermedia y sarta final. En este caso, se ahorraría en los costos de tubería y gastos afines. Comúnmente los diámetros más escogidos para la sarta intermedia son: 219, 244,5, 258, 298,5 milímetros (85/8, 95/8, 103/4 y 113/4 pulgadas, respectivamente). 

Sarta de Producción. Esta sarta tiene el múltiple fin de proteger los estratos

productores de hidrocarburos contra derrumbes, de evitar mediante la

adecuada

cementación

la

comunicación

entre

el

intervalo

petrolífero y estratos gasíferos suprayacentes o estratos acuíferos subyacentes. En los pozos de terminación doble o triple, la sarta final sirve asimismo de tubería de producción. Por regla general, la formación superior productora descarga por el espacio anular entre la sarta final revestidora y la tubería de educción inserta en aquélla. La sarta revestidora final puede o no penetrar el estrato petrolífero, según la escogencia de la terminación empleada.

La serie de diámetros más comunes para la sarta final incluye los

de

114,3,

(equivalentes

127, a

139,7,

41/2,

5,

168,3 51/2,

177,8 65/8,

7

y y

193,7

milímetros

75/8

pulgadas,

respectivamente). Diseño 

Objetivo General. Diseñar sartas de perforación determinando las secciones del

ensamblaje de fondo, las tuberías de perforación y la posición de los estabilizadores. Dentro de los factores que se deben tomar en cuenta están: Tensión, Torsión, Flexión, Flotación, Compresión, Colapso y Estallido. Constituye uno de los elementos más importantes en cualquier operación de perforación. Se considera la unión indispensable para conectar los sistemas de levantamiento, rotación y circulación, además esta constituido por el ensamblaje de fondo y la tubería de perforación. 

Factores que Intervienen en el Diseño. 1. Para minimizar el riesgo de falla por tensión, es práctica común utilizar como factor de seguridad el 90% de resistencia de la tubería. 2. Adicionalmente un factor de sobre tensión (físicamente inexistente) de 100.000lbs. 3. Por colapso se utiliza un factor de diseño de 1.125 4. Se debe determinar el número de tubos y la longitud del ensamblaje en cinco secciones. 5. La sección 1 corresponde al lastrabarrena, las otras cuatro al drill pipe o tubería de perforación.

6. El límite de torsión se hace buscando en la tabla de propiedades físicas para la tubería de menor grado. 7. La máxima longitud de tubería que puede quedar vacía (sin flotación) en el hoyo para que no falle por tensión (perdida de circulación). 8. En cuanto a la velocidad de rotación critica, esta puede rotar la sarta, y es función de la longitud y el diámetro de la tubería de perforación.

COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACION Conecta la Unión Giratoria con la mecha, actuando como eje motor haciéndola rotar. Entre los componentes de la sarta de perforación se tienen los siguientes: 

Unión Giratoria (Swivel): Forma parte, tanto del sistema de rotación, como del sistema

de circulación del taladro. Permite el paso del fluido a través de ella, mediante un conducto interno empacado y absorbe la rotación de la sarta mediante un sistema de engranajes. Esta colgada en el gancho del bloque viajero soportando así el peso de la sarta, permitiendo que el Cuadrante y la sarta roten libremente durante las operaciones de perforación. Proporciona una conexión para la manguera rotatoria y separa a través de ella una vía para que el lodo fluya hacia la parte superior de la unión y de allí a la sarta de perforación.



Cuadrante (Junta Kelly): Es la primera porción de la tubería por debajo de la unión

giratoria, es un tubo de acero pesado, hueco, con forma cuadrada o hexagonal para permitir un acople adecuado al buje y poder girar. El torque se transmite a través del buje del cuadrante, el cual encaja en el buje maestro de la mesa rotatoria. Esta suspendido en su extremo superior de la Unión Giratoria; pasa a través del hueco de la Mesa Rotatoria y esta conectado a la sarta de perforación. Debe mantenerse tan recto como sea posible. Si se rota un cuadrante doblado, origina un movimiento que conduce a un desastre innecesario sobre el bloque de la corona, cable de perforación, unión giratoria y las conexiones roscadas de la mayor parte de la sarta de perforación. Entre el cuadrante y el primer tubo de perforación, se usa un sustituto de protección (Kelly Saber Sub.), para prevenir el descaste de la rosca inferior del cuadrante y para proporcionar un sitio de instalación para un protector de goma, el cual mantiene centralizado el cuadrante.

ENSAMBLAJE DE FONDO 

Tubería de perforación Constituye la mayor parte de la Sarta de perforación. Esta

soportada en su extremo superior por el Cuadrante o Kelly, el cual la hace girar por el efecto de la Mesa Rotatoria. Permite que el fluido de perforación se desplace hacia abajo hasta llegar a la mecha y luego salir por el espacio anular. El API (Instituto Americano del Petróleo) ha implementado especificaciones para la tubería de perforación, fabricándose la misma en los rangos de longitudes (cuerpo del tubo de perforación) API siguientes: Rango 1 2 3

Longitud (ft) 18 a 22 27 a 30 38 a 45

Considerándose como longitudes estándar las condiciones del rango 2.

La tubería de uso común es fabricada evitando las costuras. Siendo así una unidad integrada por el tubo y las uniones (acoples). Los acoples son soldaduras al tubo mediante un proceso de soldadura por fricción, garantizando la integridad de la unión. Los tubos de perforación se unen uno al otro en la sarta por medio de estos acoples, los cuales están diseñados dependiendo de las características del tubo de perforación, para soportar grandes esfuerzos de tensión, enrosque y desenrosque constante, pandeo, torsión y otros esfuerzos que pueden ocasionar fallas en la tubería de perforación. La parte hembra de la unión es llamada “caja” y la parte macho es llamada “pin”. La sección del tubo soldada a la unión tiene una pared más gruesa que la del resto del mismo para proporcionar una unión resistente. Esta porción más gruesa del tubo es llamada recalcado (upset). Si el espesor extra es obtenido disminuyendo su diámetro interno, la tubería tiene recalcado interno (IU en los manuales API), Así mismo el tubo de perforación puede ser con recalcado externo (EU) o con recalcado externo/interno (IEU).

Grado de acero de la tubería de perforación Para la fabricación de la tubería de perforación se utilizan 4 tipos de aceros (E, X,G y S), cuyas características con respecto al punto

cedente

(punto

de

fluencia

o

limite

de

elasticidad),es

presentado en la siguiente tabla: Grado de Acero

Punto Cedente mínimo

E X G S

(lbs/in2) 75000 95000 105000 135000

Tipos De Enrosque  Caja (Hembra)  Pin (Macho)

PIN

CAJA



Tubería de transición o Tubería Pesada (heavy wall drill pipe) La tubería pesada constituye el componente intermedio de la

sarta de perforación. Son tubos de pared gruesa unidos entre sí por juntas extra-largas. Esta tubería tiene diferentes usos en función del tipo de pozo a perforar. Para pozos verticales, la función más importante es servir de zona de transición entre la tubería de perforación y los portamechas, para minimizar los cambios de rigidez entre los componentes de la sarta, con el objeto de reducir las fallas, es decir, como protección de la tubería de perforación.

Se usa en situaciones especiales para reemplazar parte de la tubería de perforación (Drill Collar), sobre

todo

en áreas

donde

existe tendencia de atascamiento. Permite perforar a altas velocidades de rotación con menor torsión, lo cual reduce el desgaste y deterioro de la sarta.  Para pozos horizontales, se utiliza en la sección curva y en la sección horizontal.  En pozos direccionales, se utiliza en lugar de los portamechas para prever el peso necesario sobre la mecha. Es ideal para pozos desviados, porque es menos rígida las

barras

y menos

que

contacto con las del hoyo. (Mejor control

del ángulo y rumbo del pozo).



Portamechas o Lastrabarrenas La sección inferior de la sarta de perforación está compuesta

por los portamechas y herramientas especiales.

Los portamechas son tubulares fabricados con acero pesado y de pared gruesa usados para aplicar peso sobre la mecha. La tubería de perforación no esta diseñada para éste propósito por su tendencia al pandeo. El diámetro externo de los portamechas varia desde 27/8” hasta 12” y su selección depende del diámetro del hoyo a perforar y del diámetro del acople del próximo revestidor. Además,

proporciona efecto de péndulo para causar que la

mecha perfore un hoyo lo mas vertical posible. Dada la menor separación entre los portamechas y la pared del hoyo, ayudan a perforar pozos verticales.



Herramientas especiales Son aquellas herramientas y equipos que se colocan en la sarta

de perforación con algún fin específico. Entre estas se encuentran:  Estabilizadores

Como su nombre lo indica, la finalidad de estas herramientas, es la de darle estabilidad a la sarta, centralizando los portamechas para minimizar la tendencia a la desviación del pozo, por efecto del peso aplicado para perforar y por la rotación de la mecha en un sentido determinado. También minimizan las flexiones y vibraciones de la mecha. Existen fundamentalmente dos tipos de estabilizadores: Los estabilizadores de camisas, en donde la superficie (aletas) en contacto con la formación son reemplazables por desgaste o por cambio de diámetro. En los estabilizadores integrales se tienen que reemplazar por completo. El diseño de las áreas de contacto depende del tipo de formación a perforar.

 Martillos (Percusores) Son herramientas que ayudan a la liberación de las sartas atascadas, mediante “martilleo” (movimiento brusco ascendente o descendente de la herramienta). Estas pueden ser mecánicas, hidráulicas o de funcionamiento combinado.

 Amortiguador Herramienta colocada en la sección inferior de la sarta de portamechas diseñadas para absorber las vibraciones y cargas de choque que se generan al perforar formaciones duras, quebradas o intercaladas Pueda reducir costo por pie perforado por: • Incrementa la vida de la mecha

• Reduce los viajes por la mecha • Incrementa la tasa de penetración • Reduce la vibración inducida por la tubería de perforación •

Reducen la fatiga y las fallas en las conexiones de los portamechas

• Reducen posibles daños a los equipos en superficie

 Motores de fondo Los motores de fondo son dispositivos claves en la perforación direccional, hacen girar la mecha mientras la sarta de perforación permanece estacionaria. La fuerza propulsora se transmite por medio del flujo del lodo. Esto es porque a medida que los objetivos de la perforación se han hecho más complejos y difíciles de alcanzar, se requiere generar potencia en la mecha sin la necesidad de rotar la sarta de perforación. Tipos Motores de fondo accionados por turbinas

Es una unidad multietapas, de alabes configurados para proporcionar rotación de la mecha, por efecto del empuje del fluid circulado. Motores de desplazamiento positivo Es el más utilizado, el movimiento (giro) se logra bombeando fluido a través de la sarta y dentro de las cavidades progresivas del motor. La presión del fluido a través del motor origina la rotación de éste, transmitiendo un torque rotativo a la mecha. Consta de válvula flotadora, sección de potencia, acople y conjunto de cojinetes.

Flujd o Rotación

 MWD (Measurement while drilling) Permite medir e tiempo real la inclinación y dirección de la trayectoria de un pozo mientras se perfora. Es un sistema telemétrico que permite la ubicación espacial de la sarta de perforación.

Su aplicación directa es en la perforación direccional controlada. Generalmente, trabaja en conjunto con el motor de fondo y se instala sobre éste en la parte baja del arrecho de fondo del pozo. Componentes del Sistema: Un ensamblaje dentro del pozo. Un sistema de telemetría. Una fuente de energía. Equipo de superficie. Ventajas Mejora el control y determinación de la posición real de la barrena. Reduce el tiempo de Registros. Reduce las patas de perro. Reduce el número de correcciones con motores de fondo en los pozos.

 LWD (logging while drilling) Medición de los parámetros petrofisicos en tiempo real, es una herramienta que permite realizar, mientras se perfora, los perfiles comúnmente corridos después de terminar la fase de perforación (resistividad, rayos gamma, densidad, neutrón) Normalmente forma una unidad integral con el MWD y el motor de fondo.

MWD + LWD

Tipos de mechas Arrastre Estas tienen cuchillas endurecidas, en vez de cortadores distribuidos, las cuales hacen parte integral de la broca y rotan solidamente con esta y con la sarta. Tienen la tendencia a producir un alto torque y también a perforar huecos con muy altas desviaciones. La penetración se consigue por raspado usando poco peso en la broca ( weight on bit, WOB) y alta velocidad de rotación (RPM). Realmente con este tipo de broca solo se pueden perforar, formaciones blandas e inconsolidadas, pues no tienen la dureza ni la resistencia al desgaste necesarias para las formaciones consolidadas.

Se denomina barrena tipo Cola de Pescado debido a que solo tiene dos aletas separadas 180º una de otra.

Se usa para perforar formaciones suaves o no consolidadas. Presenta problemas de limpieza de cortes en formaciones arcillosas Se utiliza para perforar hoyos superficiales

Se denominan barrena de diamante tipo tapón, perforan por desgaste directo. Los diamantes están colocados en una matriz de carburo de tungsteno. Optimo

rendimiento

en

formaciones

van

de

mediana

a

altamente consolidadas. Solo los diamantes tienen contacto con el fondo del hoyo.

Se denominan barrena tipo PDC, el elemento cortante es un disco de diamante policristalino sintético adherido a un sustrato de carburo de tungsteno mediante un proceso de lata presión y temperatura.

Tienen un optimo rendimiento en formaciones mediana a altamente duras. Al igual que las de diamantes naturales son muy costosas.

Llamadas barrenas saca testigos son de cara fija normalmente de diamantes policristalinos ò de diamantes naturales. Tienen un hoyo en el centro a través del cual penetra un cilindro de roca a medida que la formación es penetrada.

De conos o Brocas Triconicas: Al comienzo había brocas cono sin interferencia, y por lo tanto tenían la tendencia a empacarse (cuando los cortes de la perforación se amalgaman y endurecen alrededor de la broca) en formaciones blandas. Estas fueron sucedidas por las brocas triconicas, el tipo de broca más común actualmente usada. Estas tienen 3 conos los cuales se va interfiriendo luego limpiando entre si, con filas de cortadores en cada cono. Los conos son principalmente de dos tipos: o bien dientes tallados o insertos de carburo de tungseteno (Tunggsten Carbide Inserst, TCI) y pueden ser de varios tamaños y durezas de acuerdo a las litologías previstas. Una gran cantidad de calor se genera por la

fricción durante la perforación y este calor debe ser disipado. El enfriamiento y la lubricación son funciones del fluido de perforación. Este sale por las boquillas o jets que tiene la broca. Cada boquilla esta posicionada encima de cada cono, son reemplazables y pueden ser instaladas en varios tamaños, siendo mayor la velocidad del loo por la boquilla medida que esta es más pequeña. Los tamaños de las boquillas se expresan bien en milímetros o en treintaidosavos de pulgada. Mechas De Dientes Maquinados

Tiene rodillos cónicos cada uno con numerosos dientes de acero, la descentralización de los conos es el principio de corte pues esto hace que el los rodillos se detengan periódicamente cuando gira la mecha haciendo que los dientes raspen el fondo del hoyo, se utiliza en formaciones blandas El Angulo de descentralización varia de acuerdo con el grado de dureza de la roca. En formaciones medianamente duras el corte lo realiza mediante trituración (4º), en formaciones blandas mediante paleo(0°). Mecha Cónica Con Insertos De Carburo De Tungsteno

Los insertos de la mecha son lo elementos que cortan la roca, están hechos de carburo de tungsteno que es una aleación más fuerte que el acero. La gran variedad de diseños de insertos y tipos de cojinetes permiten el uso en diferentes tipos de formaciones (Medianamente duras a muy duras). Presentan tres conos que giran alrededor de su eje a medida que la mecha lo hace en el fondo del pozo. La mayoría de las mechas triconicas poseen un código IADC de 3 códigos. Por ejemplo:

Fases de la perforación

Hoyo de superficie Esta sección se perfora a una profundidad determinada y sellando de una vez, bajando y cementando un revestimiento o casing al fondo del pozo. La base del revestimiento, o Zapata, generalmente es el sitio más frágil, simplemente porque es la parte menos profunda y sujeta menos a compactación y sobrecarga (Overburden). La profundidad y litología a la cual se perfora el hueco de superficie y sienta el revestimiento o casing, es por lo tanto muy critica (esto se aplica a todos los casing points). La Litología debe ser consolidada, homogénea y con baja permeabilidad. La capacidad de esta litología para proporcionar suficiente resistencia a la fractura para poder perforar ala siguiente sección del hoyo con el suficiente margen de seguridad sobre las presiones de formación que se esperen. El hoyo de superficie será de un diámetro grande y se perforara rápidamente pues los sedimentos de superficie no son tan compactos ni

consolidados.

Un

gran

volumen

de

cortes

se

producirá

continuamente. Para asegurar que estos cortes sean removidos del espacio anular para evitar que tapen o bloqueen el movimiento y rotación de la sarta, se hace circular píldoras viscosas regularmente. Estas son sencillamente un volumen dado de lodo viscoso que se circula por todo el pozo. La viscosidad del lodo le permite levantar y arrastrar todos los cortes fuera del pozo. El hoyo de superficie normalmente se logra hacer con una sola broca. Si de alguna forma esta broca se desgasta antes de llegar a la profundidad prevista, tendrá que sacarse roda la sarta de perforación para cambiar la broca. Una vez que esta sección de hueco se ha perforado y antes de que la sarta de revestimiento o casing se haya puesto en su lugar, el

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

integridad y que el equipo de las reventonas es completamente funcional. Hoyo Intermedio Antes de que esta sección deba comenzar, los tapones de caucho y cemento sobrante de las operaciones anteriores deben sacarse del pozo antes de encontrarse con una nueva litología. Después de perforar una pequeña sección de esta nuevo hoyo entre 5 y 10 metros se efectuara una prueba de formación puede ser leak-off test (prueba de fuga) o Formation Intregrity test (prueba de integridad de formación), las cuales nos permitirá saber cual es la presión máxima que se puede ejercer sobre la formación sin fractura, lo cual debe ser evitado en todo el proceso. Igual que en la sección anterior se realizara perforación, viajes, registros, revestimiento y cementación. El número exacto de secciones de hoyo que se haga para cada pozo dependerá de varios factores: 1. la profundidad, margen de fractura y margen de patada de pozo (kick tolerante) 2. los problemas de hueco o formación que puedan encontrarse, como zonas de perdida de circulación, formaciones inestables, presiones anormales de formación, zonas de pega de tubería. 3. cambio del tipo de lodo a un sistema que pueda dañar determinadas formaciones. Todas estas situaciones pueden resultar en al instalacion de un revestimiento para sellar determinado intervalo. Cada revestimiento se bajara desde la superficie hasta el fondo del pozo, cubriendo por lo menos el intervalo de hueco bierto. El nuevo revestimiento se puede cementar

completamente

hasta

la

superficie,

pero

es

usual

cementarlo solo hasta que quede cementado con la sección anterior, la cual esta directa o indirectamente cementada hasta la superficie. Profundidad total: Cuando se alcanza la profundidad final en un pozo (total depth), el revestimiento que se requiera se bajara dentro del pozo con tubería de perforación y colgada con un colgador (hanger) desde adentro del revestimiento anterior. En este caso se llamara liner, pero los procedimientos de cementación y prueba serán exactamente los mismos que para cualquier revestimiento desde el fondo hasta la superficie que si solo s cubre la sección de hueco abierto. Las situaciones pueden variar, pero el pozo puede ser perforado a través de una zona prevista como productora hasta se DT, o bien puede ser perforada hasta justamente encima de la zona de producción y hasta allí bajarle un revestimiento. Esta situación permite que todos los problemas encontrados previamente queden aislados de la zona de interés en términos de la protección de la producción, de la formación y de las presiones esperadas. Dependiendo de los requerimientos del operador y sin hay indicaciones de que se esta perforando la zona de interés, por ejemplo se esta perforando rápido debido a una alta porosidad, muestras de gas y/o aceite en el lodo, el intervalo puede o no ser corazonado (cored). Si se corta y conserva un corazón o núcleo (core) del reservorio, se podrá hacer un análisis de laboratorio mas preciso con la mira de poder evaluar la productividad y el potencial económico del reservorio. Para cortar el corazón se requiere de la utilización de una broca especializada que corte alrededor de la roca en un diámetro 10 cms dejando el núcleo de la roca intacto. A medida que la broca va cortando y se profundiza el pozo, el núcleo se ira

moviendo hasta dentro de un tubo especial y un barril que llevara el núcleo. Al llegar a TD, el pozo será registrado nuevamente. Una serie muy completa de herramientas de registro se bajaran dentro del pozo si la zona de interés muestra un buen potencial de producción de hidrocarburos. Si no se ha cortado un núcleo o corazón se podrán tomar

pequeños

núcleos

en

la

pared

con

una

herramienta

especializada a las profundidades especificas determinadas de interés. Si la zona muestra potencial productor, se puede realizar una prueba de producción llamada Drill Test (Prueba de tubería abierta), la cual se realiza bajando y cementando una tubería de producción hasta el fondo del pozo. Esta tubería de producción se perfora en intervalos precisos que corresponden a la zona de interés, Dicha tubería de producción se llena de salmuera o de un producto de densidad especializada, que permita a los fluidos de formación, fluir dentro del pozo. El equipo de prueba, conocido como árbol de navidad se instala en la superficie para medir y determinar la presión y las ratas del flujo del reservorio. Una vez que el trabajo ha sido completado, el pozo puede ser taponado con cemento para aislar algún hueco abierto si lo hay, o las zonas de producción de la superficie. Si no hay reservas potenciales, el pozo será abandonado, si hay potencial el pozo será suspendido para efectuar posteriores análisis y pruebas.

CONCLUSION La perforación de un pozo es una tarea que aúna el conocimiento técnico, la habilidad

del personal y

la fuerza física.

Cada actividad es debidamente coordinada con el objeto de lograr la mayor eficiencia y rapidez de la operación. Es

sumamente

importante

que

el

personal

de

perforación posea los conocimientos teóricos y las herramientas que permitan hacer pronósticos para anticipar cualquier eventualidad durante la fase de perforación. Durante el proceso de perforación de un pozo, el ingeniero de perforación requiere conocer las distintas presiones existentes, a fin de lograr, en

forma óptima y segura, los objetivos trazados en

cada una de las fases. 

Programación más eficaz del pozo.



Mejores tasa de penetración por el uso de fluidos con densidad mínima.



Selección más segura de los puntos de asentamiento de las tuberías de revestimientos.



Disminución de problemas de pérdida de circulación y arremetidas.



Reducción del tiempo y costo de la perforación. El secreto de un control efectivo de los reventones consiste en

difundir

las nociones fundamentales a todo nivel, al último de los

peones, al ingeniero del lodo y, especialmente, al perforador. “el pozo habla y sus signos de aviso deben ser conprendidos “. Las prácticas inadecuadas de perforación, aunadas a las malas condiciones del lodo, ocasionan problemas que detienen el avance de la perforación. La velocidad de penetración durante la perforación de un pozo depende fundamentalmente de la velocidad de rotación, del peso sobre la mecha y de la remoción eficiente del ripio por debajo de la misma. Las recomendaciones que ofrecen y toman en cuenta las compañias para un trabajo eficiente son: Fomentar la

capacitación

familiarizarlo con los

del personal de perforación para

procedimientos operacionales establecidos en

un programa de perforación Identificar

las

técnicas

para detectar

las

presiones

anormales, aplicando los diferentes métodos existentes. Así como analizar las técnicas y procedimientos para determinar la presión de fractura.

Es recomendable tener un control de las presiones que se encuentran y manejan durante las operaciones de perforación de los pozos. Durante tipos

de

este

presiones, la

proceso

es

presión

necesario

considerar

hidrostática, la

presión

tres de

sobrecarga y la presión de las formaciones atravesadas. Uso de Registros Especiales (Resonancia Magnética, Carbón Oxigeno) para optimizar la selección de intervalos de completación. Garantizar la capacidad de producción de los pozos a perforar o reparar, mediante la

aplicación

que

construcción

permitan

la

de

tecnologías de

vanguardia

y mantenimiento de pozos en

armonía con el medio ambiente. Llevar

estadísticas

que

permitan

describir

el

comportamiento real de los pozos perforados y su comparación con el esperado (planificado). Establecer desviaciones, razones de ellas y acciones para corregirlas.