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Instituto Tecnologico de Cerro Azul “PERFORACION DE POZOS”

Presentada por: Carballo Hernández Kenya Scarlette 14500859 Miguel David Carrasco Angeles 14500823 Hernández Juárez Samuel 14500910 Mateos Martínez Shanik Araceli 15500833 Ramírez Flores Ronaldo Manuel 15500855

Taller de Investigación I

Ingeniería Petrolera.

Asesor: Lic. Omar Reséndiz Hidalgo

Cerro Azul ver, a 4 de Diciembre de 2017 1

INDICE

INTRODUCCION……………………………………………………. 3 ANTECEDENTES DEL PROBLEMA……………………………….4 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………………………………4 OBJETIVO GENERAL………………………………………………..4 OBJETIVO ESPECIFICO…………………………………………….4 HIPOTESIS………………………………………………………….....5 JUSTIFICACION……………………………………………………....5 MARCO TEORICO………………………………………………....6-40 CRONOGRAMA……………………………………………………….40 PRESUPUESTO……………………………………………………….40 FUENTES DE INFORMACION………………………………………40 CONCLUSION…………………………………………………………41

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PERFORACIÓN DE POZOS  INTRODUCCION En todo momento nos encontramos con nuevos retos y con la necesidad de superarlos. La explotación de nuevos yacimientos en situaciones geológicas más complejas y con mayor grado de dificultad, los problemas ambientales relacionados a las operaciones de perforación y de extracción, el incremento en recuperación primaria y secundaria, entre otros factores. Para el buen funcionamiento y larga duración de las herramientas de perforación en el interior del pozo es necesario un enfoque sistemático sobre su inspección y mantenimiento. La mayoría de las fallas y los trabajos de pesca son causados en las herramientas de perforación pozo abajo. Pueden evitarse mediante el uso de inspecciones periódicas, mantenimiento y reparación de los principales puntos de fatiga en el conjunto de herramientas. De ocurrir una falla, los costos serán muy elevados en una operación de pesca o el riesgo de que se pierda parte o totalidad del pozo, por eso es conveniente realizar oportunamente todas las Inspecciones requeridas. Las principales zonas de fatiga son las partes de las herramientas que reciben altas concentraciones de esfuerzo durante su operación. La mayoría de estos esfuerzos se concentran en ciertas áreas comunes de estas herramientas. Este trabajo recomienda procedimientos estándares para especificar y llevar a cabo los programas de inspección sobre los componentes usados en la sarta de perforación. Se cubre en detalle la inspección de la tubería de perforación (TP), Tubería Pesada, Lastra barrenas y todas las conexiones de los componentes de la sarta de perforación. Un gran cambio importante en la industria es el avance de la tecnología para poder realizar operaciones más eficientes y mayores índices de costo-beneficio menor contaminación e impactos ambientales además para tener mayor índice de recuperación y amplio tiempo en la vida útil de un yacimiento.

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ANTECEDENTES DEL PROBLEMA Durante mucho tiempo, la Industria Petrolera consideró a la Perforación de Pozos como un “arte” o labor artesanal y no como un área de la ingeniería. En los inicios de la perforación esto era justificable; sin embargo a partir de los años 40's se desarrolla la Tecnología de la Perforación de Pozos en forma acelerada (desarrollo, investigación, modernización, etc.). Para tener el estado actual de desarrollo en la industria petrolera se han incorporado varias ramas de la ingeniería, generando con esto la tecnología propia de perforación, haciendo más que nunca, verdadera ingeniería. Lo anterior no significa que el arte involucrado haya dejado de existir, sino que se ha conjuntado dentro de las diferentes disciplinas de ingeniería. En los primeros años de la industria petrolera se utilizó el método de percusión para perforar un pozo. Aunque todavía en ciertas circunstancias y principalmente en Estados Unidos se sigue utilizando esta técnica (muy mejorada respecto del siglo pasado) fue universalmente reemplazada por el método de perforación rotativa. Los primeros pozos petroleros se perforaban mediante percusión, martillando una herramienta sujeta a un cable. Poco tiempo después las herramientas de cables fueron substituidas por la perforación rotatoria, que permitía perforar a mayor profundidad y en menor tiempo.  PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA La operación de perforación puede ser definida tan simple como el proceso de hacer un agujero, sin embargo, es una tarea bastante compleja y delicada, por lo que debe ser planeada y ejecutada de tal manera que sea efectuada en forma segura, eficiente y produzca un pozo económico y útil.  OBJETIVO GENERAL Realizar un análisis de los diferentes métodos de perforación, recuperación de núcleos y toma de registros geofísicos de pozo, así como de algunas de las recientes tecnologías en cada una de estas áreas, mencionando las ventajas y desventajas de éstas.  OBJETIVO ESPECÍFICO El objetivo de la perforación es lograr perforar pozos petroleros en forma eficiente, segura, económica y que permita la explotación adecuada de los hidrocarburos.

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 HIPÓTESIS Planea el desarrollo de yacimientos y campos petroleros, además de determinar la localización de los pozos a perforar. Programa, dirige y supervisa los trabajos relacionados con la perforación, la terminación y la reparación de pozos, igualmente coordina la toma de registros de explotación y realiza las interpretaciones cualitativas y cuantitativas de ellos. Elabora el análisis económico y de factibilidad de los proyectos relacionados con la explotación de hidrocarburos, y dirige su puesta en operación.  JUSTIFICACIÓN Durante la perforación de un pozo petrolero se debe cumplir con un programa operativo el cual realza la importancia de la seguridad del personal, calidad de la operación y cuidado del ambiente, por consecuente, el impacto positivo en los costos de la intervención. Para alcanzar los objetivos en las operaciones, la industria petrolera involucra diversas disciplinas del conocimiento que trabajan en conjunto. El fluido o lodo de control es una herramienta clave para el proceso de perforación y el éxito de un programa de perforación depende de un buen diseño y elección de las propiedades físicas y químicas del fluido a considerar para tomar las mejores decisiones en campo. Es por ello la importancia de una adecuada aplicación de los fluidos de control utilizados en la industria petrolera. Y tanto el diseño como las características reológicas y de flujo de los fluidos de control deberán ser bien definidas para un beneficio máximo de desempeño de la seguridad, protección ambiental y costos. Actualmente, el diseño y evolución de los fluidos de control para la perforación solo se ha considerado en la industria de los pozos petroleros, buscando tener una fuente confiable respecto al presente tema, se realiza una recopilación de información y conocimientos propios sobre los fluidos de control y su aplicación en la perforación de pozos petroleros. El estudio adecuado del presente tema nos dará las herramientas confiables y conocimientos del mismo para formarnos un criterio propio sobre la importancia y comportamiento de los diferentes fluidos de control y sus características en un área de vital importancia de la planeación de la perforación que es la ejecución del programa (perforación). Enfatizando en que es la etapa de más atención y relevancia, ya que es la que demanda mayor tiempo de ejecución y recursos económicos.

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 MARCO TEÓRICO Barrena: Herramienta para perforar pozos de aceite y/o gas. Una barrena consiste de un elemento de corte y de un elemento de circulación. El elemento de corte puede ser de acero dentado, botones de carburo de tungsteno o de diamante. El elemento de circulación está constituido por conductos que permiten que el fluido pase a través de la barrena y utilice la corriente hidráulica del lodo para mejorar la velocidad de penetración. Bombeo mecánico: (Beam pumping). Sistema artificial de producción en el cual el accionar del equipo de bombeo subsuperficial se origina en la superficie y se transmite a la bomba por el movimiento ascendente y descendente de las varillas de succión. Debido a que se utiliza una bomba de émbolo, el movimiento de las varillas produce un vacío en el interior del barril de trabajo haciendo que el líquido penetre al barril a través de la válvula de pie ocupando el espacio vacío. El desplazamiento del líquido desde el fondo del pozo hasta la superficie por el interior de la tubería de producción se realiza mediante el movimiento ascendente y descendente de la sarta de varillas. Este sistema es el más usado en pozos someros y de profundidad media; en operaciones costa afuera resulta pesado y estorboso. Bombeo neumático: (Gas lift). Sistema artificial de producción en el cual se introducen al pozo válvulas especiales colocadas en la tubería de producción y a través de las cuales se inyecta gas a presión que mezclado con el petróleo, contribuye a que éste ascienda hasta la superficie. En ocasiones debido al agotamiento y/o baja presión del yacimiento, la aportación del petróleo puede llegar a ser tan baja que el bombeo neumático se vuelve poco eficiente, ya que es necesario inyectar grandes cantidades de gas, pero el volumen del petróleo sigue siendo insignificante. En semejantes casos se pudiera recurrir a otro sistema artificial con bombeo mecánico. Cabezal: (Wellhead). Equipo de control ajustado en la boca del pozo, se utiliza para controlar el flujo y prevenir explosiones y consiste de tuberías, válvulas, tomacorrientes, preventores de explosión, etc. Campo: (Field). Área geográfica en la que un número de pozos de petróleo y gas producen de una misma reserva probada. Un campo puede referirse únicamente a un área superficial o a formaciones subterráneas. Un campo sencillo puede tener reservas separadas a diferentes profundidades.

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Chango: (Derrickman). Nombre que recibe el operario que tiene encomendados los trabajos en la parte más alta de la torre de perforación. Este miembro de la cuadrilla de perforación sostiene la parte superior de la sarta de perforación conforme se saca o se mete al pozo. También es responsable del equipo de circulación y de las condiciones del fluido de perforación. Complejo: Término utilizado en la industria petrolera para referirse a la serie de campos o plantas que comparten instalaciones superficiales comunes. Crudo base aromática: (Aromatic base crude oil). Crudo que contiene grandes cantidades de compuestos aromáticos de bajo peso molecular y naftenos, junto con cantidades más pequeñas de asfaltos y aceites lubricantes. Crudo base asfáltica: (Asphalt base crude oil). Crudos que producen altos rendimientos de brea, asfalto y aceite combustible pesado. Crudo base nafténica: (Naphtene base crude oil). Crudo que contiene principalmente naftenos, esto es, compuestos cíclicos saturados con cadenas laterales nafténicas y parafínicas, pueden contener mucho material asfáltico. Al refinarse estos crudos producen aceites lubricantes que se diferencian de los obtenidos de crudos parafínicos por ser de más baja gravedad y viscosidad, así como presentar un menor contenido de carbón. Crudo base parafínica o cerosa: (Paraffin base crude oil). Crudo de alto contenido en ceras y fracciones de aceites lubricantes, conteniendo pequeñas cantidades de naftenos o asfaltos y bajos en azufre, nitrógeno y oxígeno. Crudo despuntado: (Topped crude, reduced crude). Petróleo crudo al cual se le han extraído naftas y otros hidrocarburos ligeros para la producción de aromáticos. Crudo Istmo: (Isthmus crude oil). Petróleo crudo con densidad 33.6° API y 1.3% en peso de azufre. Crudo ligero: (Light crude oil). Petróleo crudo con densidad superior a 27° e inferior a 38° API. Dentro de las regiones productoras más importantes de este tipo de petróleo crudo en Pemex, se encuentran: la Región Marina Suroeste, Activo Poza Rica y Activo Cinco Presidentes. Crudo Maya: (Maya crude oil). Petróleo crudo con densidad de 22° API y 1.3% en peso de azufre.

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Crudo mezcla: (Mixture crude oil). Combinación de crudos exportados por México, compuesta por los crudos Maya, Istmo y Olmeca. Crudo Olmeca: (Olmeca crude oil). Petróleo crudo superligero con densidad de 39.3° API y 0.8% en peso de azufre. Crudo pesado: (Heavy crude oil). Petróleo crudo con densidad igual o inferior a 22°. API. Dentro de las regiones productoras más importantes de este tipo de petróleo crudo en Pemex se encuentran: Activo Altamira y Región Marina Noroeste. Crudo reconstituido: (Enriched oil). Petróleo crudo despuntado con inyecciones de pentanos y naftas ligeras. Crudo superligero: (Extra light oil). Petróleo crudo con densidad superior a 38° API. Dentro de las regiones productoras más importantes de este tipo de petróleo crudo en Pemex se encuentran: Activo Jujo–Tecominoacan, Activo Bellota– Chinchorro, Activo Muspac y Activo Samaria Sitio Grande. Estudios de superficie: Son todos aquellos estudios que conforman la base para considerar las posibilidades petroleras de una zona. Su principal objetivo es la determinación de los diferentes tipos de rocas y sus características, así como el reconocimiento de las asociaciones estratigráficas y las deformaciones a las que han estado sujetas, con objeto de determinar la posible presencia de trampas de tipo estructural. Estos trabajos se apoyan en tres disciplinas fundamentales: Geología, Geoquímica y Geofísica. Estudios del subsuelo: Estos estudios se refieren al conocimiento de las características y composición de las capas del subsuelo mediante la perforación de pozos conocidos como exploratorios. Exploración petrolera: (Oil exploration). Conjunto de actividades de campo y de oficina cuyo objetivo principal es descubrir nuevos depósitos de hidrocarburos o extensiones de los existentes. Gas amargo: (Sour gas). Gas natural que contiene hidrocarburos, ácido sulfhídrico y dióxido de carbono (estos últimos en concentraciones mayores a 50 ppm). Gas asociado: (Associated gas). Es el gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el petróleo crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

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Gas de bombeo neumático: (Gas lift). Gas que se inyecta a la tubería de producción del pozo, a través de válvulas especiales para disminuir la densidad de la columna hidráulica en la tubería. Gas de formación: (Formation gas). Innato al estrato, asociado o no asociado. Gas que proviene de los yacimientos. Gas de inyección: (Gas of injection). Gas (nitrógeno, bióxido de carbono, gas seco, etc.) que se inyecta al yacimiento para mantener la presión, utilizado como sistema de recuperación secundaria. Gas dulce: (Sweet gas). Es el gas natural que contiene hidrocarburos y bajas cantidades de ácido sulfhídrico y dióxido de carbono. Gas húmedo: (Wet gas). Es el gas natural que contiene más de 3 gal. /Mpc de hidrocarburos líquidos. Gas natural: (Natural gas). Es una mezcla de hidrocarburos parafínicos ligeros, con el metano como su principal constituyente con pequeñas cantidades de etano y propano; con proporciones variables de gases no orgánicos, nitrógeno, dióxido de carbono y ácido sulfhídrico. El gas natural puede encontrarse asociado con el petróleo crudo o encontrarse independientemente en pozos de gas no asociado o gas seco. Para su utilización debe cubrir ciertas especificaciones de calidad como: contenido de licuables 0.1 l/m3 máximo; humedad máxima de 6.9 lb/MMpc; poder calorífico mínimo de 1184 Btu/pc; azufre total 200 ppm máximo; contenido máximo de CO2 + N2 de 3% en volumen. Es utilizado para uso doméstico en industrias y generación de electricidad. Gas no asociado: (Non associated gas). Gas natural que se encuentra en reservas que no contienen petróleo crudo. Gas seco equivalente a líquido: Es el volumen de gas seco que por su poder calorífico equivale al petróleo crudo.

Gravedad API: (API gravity) Es la gravedad específica de un crudo expresada en términos de grados API, y se calcula mediante la siguiente relación:

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Gravedad específica: (Specific gravity, Sg). Es el cociente del peso de un volumen de material dado entre el peso del mismo volumen de agua medida a la misma temperatura, se denomina por Sg Tm/Ta. Hidrocarburos: (Hydrocarbons). Grupo de compuestos orgánicos que contienen principalmente carbono e hidrógeno. Son los compuestos orgánicos más simples y pueden ser considerados como las substancias principales de las que se derivan todos los demás compuestos orgánicos. Los hidrocarburos más simples son gaseosos a la temperatura ambiente, a medida que aumenta su peso molecular se vuelven líquidos y finalmente sólidos, sus tres estados físicos están representados por el gas natural, el petróleo crudo y el asfalto. Los hidrocarburos pueden ser de cadena abierta (alifáticos) y enlaces simples los cuales forman el grupo de los (alcanos y parafinas) como el propano, butano o el hexano. En caso de tener cadena abierta y enlaces dobles forman el grupo de los alquenos u olefinas como el etileno o el propileno. Los alquinos contienen enlaces triples y son muy reactivos, por ejemplo el acetileno. Tanto los alquenos como los alquinos, ambos compuestos insaturados, son producidos principalmente en las refinerías en especial en el proceso de desintegración (cracking). Los compuestos de cadena cerrada o cíclicos pueden ser tanto saturados (ciclo alcanos) como el ciclo hexano o insaturados. El grupo más importante de hidrocarburos cíclicos insaturados es el de los aromáticos, que tienen como base un anillo de 6 carbonos y tres enlaces dobles. Entre los compuestos aromáticos más representativos se encuentran el benceno, el tolueno, el antroceno y el naftaleno. Hidrocarburos líquidos totales: (Total liquid hydrocarbons). Es la suma de los volúmenes de petróleo y condensado, más los líquidos del gas natural obtenidos en planta. Hidrocarburos totales: (Total hydrocarbons). Es la suma de los volúmenes de crudo, condensados, líquidos del gas, y el equivalente líquido del gas seco calculado con base en el factor de equivalencia de su poder calorífico. Inyección de gas: (Air drive). Proceso mecánico que proporciona en forma continua o intermitente gas o aire comprimido al pozo para desplazar los fluidos producidos, generando una reducción de la presión en el fondo del pozo e incrementando sustancialmente la tasa de extracción de petróleo. Lodo de perforación: (Drilling mud). Fluido que se utiliza durante la perforación de un pozo. Además de su función de llevar los recortes de la barrena a la superficie, el lodo de perforación enfría y lubrica la barrena y la sarta de perforación, previene descontroles al evitar la manifestación de las presiones de

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las formaciones del subsuelo, y forma un enjarre en la pared del agujero para prevenir la pérdida de fluido hacia la formación. Aunque originalmente era una mezcla de tierra, especialmente arcillas en el agua, el lodo empleado actualmente es más complejo, ya que es una mezcla de líquidos, reactivos sólidos y sólidos inertes, el más común es una mezcla de barita, arcillas, agua y aditivos químicos. Malacate: (Hoisting engine). Es una de las partes más importantes del equipo de perforación. Tiene las siguientes funciones: es el centro de control desde donde el perforador opera el equipo; contiene los embragues, cadenas, engranes aceleradores de las máquinas y otros mecanismos que permiten dirigir la potencia de los motores a la operación particular que se desarrolla, conteniendo además un tambor que recoge o alimenta el cable de perforación. Perforación de desarrollo: Perforación que se lleva a cabo después del descubrimiento de una reserva de hidrocarburos. Generalmente se requieren varios pozos para desarrollar una reserva. Petróleo (Petroleum): El petróleo es una mezcla que, se presenta en la naturaleza compuesta predominantemente de hidrocarburos en fase sólida, líquida o gaseosa; denominando al estado sólido betún natural, al líquido petróleo crudo y al gaseoso gas natural, esto a condiciones atmosféricas. Existen dos teorías sobre el origen del petróleo: la inorgánica, que explica la formación del petróleo como resultado de reacciones geoquímicas entre el agua y el dióxido de carbono y varias substancias inorgánicas, tales como carburos y carbonatos de los metales y, la orgánica que asume que el petróleo es producto de una descomposición de los organismos vegetales y animales que existieron dentro de ciertos periodos de tiempo geológico. Petróleo crudo alto en azufre: (High sulfur oil). Petróleo que contiene de 0.51 a 2.0% de azufre; en este caso, la fracción de gasolina lo contiene en no más de 0.15% la de combustibles para motores a chorro no más de 0.25%, y la de combustibles para motores diesel, no más del 1%. Petróleo crudo bajo en azufre: (Light sulfur oil). Petróleo que contiene no más de 0.5% de azufre, con la particularidad de que la fracción de gasolina lo contiene no más de 0.15%, la de combustible para motores a chorro, no más de 0.1% y la de combustible para motores diesel, no más de 0.2%. Petróleo crudo equivalente: Es la suma del petróleo crudo, condensado y gas seco equivalente al líquido (ver barril de petróleo crudo equivalente).

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Plataforma: (Platform). Estructura marina fija construida sobre pilotes desde la cual se perforan y se operan los pozos. Toda plataforma consta de subestructura y superestructura. La subestructura es la parte inferior, que va apoyada sobre el lecho marino y empotrado por medio de pilotes; la superestructura es la parte superior, que aloja los paquetes de perforación, los equipos de producción, etc. según el tipo de plataforma de que se trate. Plataforma de compresión: Este tipo de plataforma tiene como función alojar los equipos compresores que suministran al gas la presión necesaria para su transporte, así como su acondicionamiento, por ejemplo, el endulzamiento de gas amargo. Plataforma de enlace: Este tipo de plataforma tiene la función de recolectar el crudo con gas procedente de las plataformas de producción y lo distribuye para su procesamiento; también en ella se unen los ductos que recolectan el crudo con los oleoductos que lo transportan a tierra. En estas plataformas se instalan los cabezales de recepción y envío de petróleo crudo y gas. Plataforma de perforación: Este tipo de plataforma tiene como función alojar el equipo, torre, tubería y accesorios que permitirán perforar el pozo y explotarlo e instalar el cabezal donde se emplazará más tarde la plataforma de producción; su cubierta consta de dos niveles, uno de producción a 16m. Sobre el nivel del mar y otro de perforación. Plataforma de producción: En este tipo de plataforma se alojan los equipos y dispositivos para separar el gas del crudo y bombear este último a tierra; está compuesta por una subestructura, formada por ocho columnas y una superestructura que consta de dos niveles al igual que la de perforación. Plataforma de rebombeo: Como su nombre lo indica, en esta plataforma se localiza equipo de bombeo que tiene la función de aumentar la presión para el transporte del crudo desde el punto medio entre las plataformas de enlace y las instalaciones en tierra. Alojan las turbinas de gas para accionar las bombas y generadores eléctricos suficientes para satisfacer sus propias necesidades de energía eléctrica. Plataforma de trabajo: Plataforma colocada en la torre de perforación, en el sistema rotatorio, a la altura aproximada de los juegos de tuberías de perforación y que sirve para acomodar al obrero (chango) encargado de manejarlas. Plataforma habitacional: Como su nombre lo indica, este tipo de plataforma tiene la función de crear las condiciones adecuadas para que los trabajadores

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habiten en el lugar de trabajo. Tiene la capacidad de albergar de 45 a 127 trabajadores, además cuentan con helipuerto, caseta de radio, equipo contra incendio, potabilizadora de aguas negras, cocina, comedores, salas de recreo, biblioteca, plantas generadoras de energía eléctrica, clínica y gimnasio. Pozo: (Well). Perforación para el proceso de búsqueda o producción de petróleo crudo gas natural o para proporcionar servicios relacionados con los mismos. Los pozos se clasifican de acuerdo a su objetivo y resultado como: pozos de aceite y gas asociado, pozos de gas seco y pozos inyectores. Pozo de desarrollo: Pozo perforado y terminado en zona probada de un campo, para la producción de petróleo crudo y/o gas. Pozo de inyección: (Input well). Pozo que se utiliza para inyectar agua, aire o gas a un estrato con el fin de aumentar la presión de otros pozos en el yacimiento. Pozo exploratorio: (Exploratory well). Perforación realizada en un área en donde al momento no existe producción de aceite y/o gas, pero que los estudios de exploración petrolera establecen probabilidad de contener hidrocarburos. La perforación exploratoria es una técnica directa que consiste en hacer un pozo a través de las diferentes estructuras del subsuelo, tomando datos y muestras del mismo en forma sistemática, de los cuales se puede derivar información precisa de las características de cada capa rocosa y de la posibilidad de encontrar acumulaciones explotables de hidrocarburos. Pozo improductivo: Pozo terminado hasta el objetivo sin lograr obtener producción por encontrarse seco, por ser no comercial, por columna geológica imprevista o por invasión de agua. Pozo fluyente: (Flowing well). Pozo en el que el petróleo brota a la superficie de la tierra debido a la presión de la energía del estrato. La salida espontánea del petróleo lleva pérdidas tanto de éste, como del gas y puede ser causa de incendio o de destrucción repentina de pozos. Producción afluente: (Flush production). Producción emitida por un pozo durante el periodo inicial, antes de que disminuya al nivel de la presión de los pozos que han venido produciendo por algún tiempo en el mismo campo.

Prospección de yacimientos: (Oil deposit prospecting). Técnica mediante la cual se realiza el descubrimiento y la evaluación de las reservas, así como la preparación para la puesta en explotación de los yacimientos de petróleo y gas.

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Consta de dos etapas: de búsqueda y de prospección. En el curso de la etapa de búsqueda se llevan a cabo los levantamientos geológicos, aeromagnético, y gravimétrico de la localidad, la investigación geoquímica de las rocas y las aguas y el trazado de diferentes mapas. Luego, se efectúa el sondeo de prospección con los pozos de exploración. El resultado de la etapa de búsqueda es la evaluación preliminar de las reservas de los nuevos yacimientos. Los objetivos principales de la etapa de prospección son señalar los límites del yacimiento, determinar su potencial y la saturación de sus estratos y horizontes de petróleo y gas. Una vez concluida la etapa de prospección, se calculan las reservas probadas de petróleo y se elaboran recomendaciones para poner el yacimiento en explotación. Quemador: (Flaring). Mechero para quema controlada y segura del gas que no puede ser utilizado por razones técnicas o comerciales. Reconocimiento previo: La exploración petrolera inicia con esta fase, la cual se basa en estudios generales que abarcan zonas muy amplias y cuyo objetivo es la identificación de áreas de interés para el desarrollo de la actividad petrolera, de acuerdo a la información obtenida en estudios previos y al apoyo cartográfico y de fotografía aérea (referido fundamentalmente al estudio de las características topográficas del área) para determinar las posibilidades de llevar a cabo una exploración intensiva. Recuperación mejorada: Es la extracción adicional del petróleo después de la recuperación primaria, adicionando energía o alterando las fuerzas naturales del yacimiento. Esta incluye inyección de agua, o cualquier otro medio que complete los procesos de recuperación del yacimiento. Recuperación primaria: (Primary oil recovery). Extracción del petróleo utilizando únicamente la energía natural disponible en los yacimientos para mover los fluidos, a través de la roca del yacimiento hacia los pozos. Recuperación secundaria: (Secondary oil recovery). Se refiere a técnicas de extracción adicional de petróleo después de la recuperación primaria. Esta incluye inyección de agua, o gas con el propósito en parte de mantener la presión del yacimiento.

Recursos diferidos: Volumen de hidrocarburos descubierto con pozos exploratorios y confirmados con pruebas de presión-producción que a condiciones actuales no son técnica y/o comercialmente explotables. Este

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recurso, en caso de cambiar favorablemente las condiciones deberá pasar a la categoría de reservas probadas y viceversa. Relación gas-aceite: Indicador que determina el volumen de gas por unidad de volumen de aceite medidos a condiciones superficiales. Es usado en el análisis de comportamiento de explotación de yacimientos. Reserva: (Oil reserves). Es la porción factible de recuperar del volumen total de hidrocarburos existentes en las rocas del subsuelo. Reserva original: Es el volumen de hidrocarburos a condiciones atmosféricas, que se espera recuperar económicamente con los métodos y sistemas de explotación aplicables a una fecha específica. También se puede decir que es la fracción del recurso que podrá obtenerse al final de la explotación del yacimiento. Reservas posibles: Es la cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha específica en trampas no perforadas, definidas por métodos geológicos y geofísicos, localizadas en áreas alejadas de las productoras, pero dentro de la misma provincia geológica productora, con posibilidades de obtener técnica y económicamente producción de hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico en donde existan reservas probadas. Reserva probable: (Probable reserves). Es la cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha específica, en trampas perforadas y no perforadas, definidas por métodos geológicos y geofísicos, localizadas en áreas adyacentes a yacimientos productores en donde se considera que existen probabilidades de obtener técnica y económicamente producción de hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico donde existan reservas probadas. Reserva probada: (Proved reserves). Es el volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que se puede producir económicamente con los métodos y sistemas de explotación aplicables en el momento de la evaluación, tanto primaria como secundaria. Reserva remanente: Es el volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. En otra forma, es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos en una fecha específica. Revestimiento: Nombre que reciben los diferentes tramos de tubería que se cementan dentro del pozo. Estas tuberías de revestimiento varían su diámetro y número de acuerdo a las diferentes áreas perforadas, las profundidades y las características productoras del pozo. Generalmente se revisten tres tuberías en

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un pozo; a la de mayor diámetro se le llama tubería superficial y de control, a la siguiente intermedia y a la de menor diámetro y mayor profundidad, tubería de explotación. Tubería de perforación: Es el conjunto de tubos ligados por medio de uniones o acoplamientos cónicos especiales, que lleva en su extremo inferior la barrena o herramienta de perforación en el sistema rotatorio. Los tramos de tubería que regularmente se usan son de aproximadamente 9 m (30 pies). Tubería de producción: Conjunto de tubos unidos por copies y roscas que se introduce en el pozo cuando este se va a poner en producción, para que los hidrocarburos aceite y/o gas fluyan desde el fondo a la superficie en forma controlada. Yacimiento: (Reservoir bed, deposit): Unidad del subsuelo constituida por roca permeable que contiene petróleo, gas y agua, las cuales conforman un solo sistema.

TUBERIA DE PERFORACION EN LA INDUSTRIA PETROLERA ¿QUE ES UNA TUBERIA DE PERFORACION? La tubería de perforación es el elemento tubular utilizado para llevar a cabo los trabajos durante la operación de la perforación. Está expuesta a múltiples esfuerzos durante las operaciones de perforación del pozo.

Componentes De Una Tubería De Perforación

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Los datos principales que se deben de conocer sobre la tubería de perforación son: Diámetro interior y exterior del tubo, Peso Nominal, Peso Ajustado, Grado (E, X, G, S), Clase (Nueva, Premium, Clase II y clase III), Resistencia a la Tensión, Juntas (clase), Espesor de Pared, Torsión de Enrosque, Conexión. Cuando hablamos sobre clase, nos referimos al grado de usabilidad que ha tenido el tubo y el API divide a las tuberías en Nueva, Premium, Clase II Y Clase III. CUIDADOS Y MANEJO DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN Es importante saber cómo cuidar las uniones de tubería, ya que son partes de la tubería sometidas a muchos esfuerzos. Ellas reciben gran cantidad de uso y desgaste y tienen que soportar grandes presiones, rotación, esfuerzos y otras fuerzas pozo abajo. PROTECTORES: Los protectores de rosca ayudan a evitar los daños a las uniones de tubería. Se encuentran disponibles en acero prensado, acero vaciado, plástico o caucho. Un protector de rosca es una pieza que se atornilla a la caja o a la espiga de una unión de tubería para proteger las roscas y los hombros contra posibles daños, mientras la tubería se transporta o se almacena. La mayoría de los protectores pueden enroscarse uno con otro mientras no se usan, protegiendo así sus roscas contra daños que más tarde podrían afectar las roscas de las uniones. Un protector de centrado es un protector de caucho para centrar la tubería, el cual cabe sobre el diámetro exterior de la caja de la tubería que se encuentra en el pozo. El protector de centrado tiene su extremo superior en forma de embudo y sirve como amortiguador y guía para centrar la tubería. LIMPIEZA: Las roscas de la caja, de la espiga y de los hombros en las uniones de tubería, deben limpiarse muy bien antes de conectarse a la sarta de perforación. La limpieza ofrece tres beneficios: Primero, remueve materiales extraños permitiendo un enrosque apropiado; segundo, permite una inspección mejor y más efectiva de las roscas; y tercero, alarga la vida útil de las conexiones eliminando materiales abrasivos. Las roscas de las cajas y espigas nuevas, deben limpiarse con solvente adecuado y una brocha de pelo suave, porque un cepillo de acero podría remover el compuesto anti ludimiento que el fabricante coloca en las conexiones, sin embargo, después que las uniones han prestado servicio por un tiempo,

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puede emplearse un cepillo de acero, este limpiara las escamas mejor que una brocha suave. Los protectores también deben limpiarse antes de ser colocados, además, la caja y la espiga deben lubricarse con la grasa para roscas de tubería de perforación, antes de volver a colocarse los protectores. DESCRIPCION DE PERFORACION

LOS

COMPONENTES

DE

LA

TUBERIA

DE

TUBO DE PERFORACIÓN: Es una envolvente cilíndrica que tiene una longitud determinada, con diámetro exterior, diámetro interior, recalcados, conexión caja piñón, diámetro exterior de junta, espesor de pared y marca de identificación. LONGITUD: la longitud de un tubo abarca desde el sello de la caja hasta el sello del piñón. Nunca se debe de incluir el piñón para determinar el largo, ya que al unirse el piñón con la caja de otro tubo éste se pierde al quedar dentro de la caja.

La tubería de perforación se suministra en el siguiente rango A.P.I. de longitud:  Rango 1 de (7.5 a 8.5 metros).  Rango 2 de (8.5 a 9.5 metros).  Rango 3 de (9.5 a 10.5 metros). DIÁMETRO EXTERIOR: Es la medida que tiene el cuerpo del tubo en su parte externa. DIÁMETRO INTERIOR: Es la medida interna de un tubo de perforación. RECALCADO: Es el cambio gradual de espesores. Este recalcado permite un factor de seguridad adecuado en el área soldada para proveer resistencia mecánica y otras consideraciones metalúrgicas. La junta es también hecha con un cuello soldado, para asegurar una superficie de contacto considerable durante la soldadura. La tubería de perforación tiene un área en cada extremo, la cual tiene aproximadamente 6” de longitud, llamado recalcado: Los recalcados son necesarios en los tubos para los cuales las juntas soldadas son colocadas. CONEXIÓN CAJA-PIÑÓN: es el punto donde se realiza el enlace de la caja de un tubo con el piñón de otro tubo. Diámetro exterior de la junta: es la medida que resulta de la unión de la caja con el piñón de un tubo de perforación. ESPESOR DE PARED: Es el grosor (área transversal) que tiene la pared de un tubo de perforación.

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MARCA DE IDENTIFICACIÓN: la información referente al grado y el peso de la tubería de perforación se graba en una ranura colocada en la base del piñón; excepto en la tubería grado E 75, ya que en ésta la marca de identificación se encuentra en el piñón. Nota: este marcaje se realiza en la compañía donde se fabrica la tubería, y por ningún motivo el personal de perforación podrá alterar o marcar otro tipo de datos en la tubería.

ANÁLISIS DE PROBLEMAS MÁS COMUNES EN EL CAMPO Y SUS MEDIDAS PREVENTIVAS. Los problemas que más se presentan en perforación son: 1.- Caja degollada por fatiga 2.- Lavado de Juntas por presión 3.- Tubo dañado por cuñas 4.- Caja abocinada por exceso de torsión 5.- Piñón fracturado por exceso de torque 6.- Mala colocación de llaves de apriete convencionales o hidráulicas CAJA DEGOLLADA POR FATIGA Este tipo de problemas se presenta en los lastra barrenas cuando llevan acumuladas excesivas horas de rotación. Por estadísticas de campo se determinó que, en zonas de alta dureza en la formación, se deberá cambiar el aparejo de fondo cada 250 horas de rotación para enviarse a su inspección. También se determinó que para zonas semiduras (costa del golfo) cambiar el aparejo de fondo cada 350 horas de rotación. LAVADO DE JUNTAS POR PRESIÓN Uno de los problemas más frecuentes es el apriete o torque inadecuado. Utilice las torques recomendadas en las tablas A.P.I. TUBO DAÑADO EN EL AREA DE CUÑAS Este problema se ocasiona cuando se introducen las cuñas antes de que la sarta de perforación este frenada al momento de estar metiendo tubulares, estos golpes fuertes en el área de cuñas debilitan con mucha rapidez la vida útil del tubo ocasionando accidentes de riesgo tanto para el pozo como para el personal. CAJA ABOCINADA POR EXCESO DE TORSIÓN Una de las causas principales y muy comunes es, cuando se está repasando por cambio de estabilizadores. No es lo mismo perforar que repasar, al repasar se

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deberá emplear el mínimo peso y mínima torsión, ya que es frecuente que la sarta se acuñe al utilizar pesos excesivos, ocasionándose una fuerte torsión en la que el piñón se continuará reapretándose hasta partir la caja del tubo, abocinándose esta y quedando como pez. La recuperación de este pez se torna difícil si no se puede traer con un anzuelo de agarre corto (Pin Tap), ya que se tendrá que moler la caja para efectuar la pesca en el cuerpo del tubo.

PIÑON FRACTURADO POR EXCESO DE TORQUE Esto sucede en la mesa rotaria usando, metiendo tubulares al pozo, debido a que el torquímetro o dinamómetro se encuentran descalibrados, proporcionando una lectura errónea del apriete a la junta (torque) fracturándose el piñón, dañándose el tubo. Mala colocación de llaves de fuerza convencional hidráulicas. TABLA. PARAMETROS DE VIDA UTIL EN CONEXIONES Y TUBERIAS

PREMIUM HERRAMIENTAS QUE INVOLUCRAN LA PERFORACION DE UN POZO PETROLERO

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BARRENAS Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación, utilizada para cortar o triturar durante el proceso de la perforación. Su función es perforar los estratos de la roca mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión y de la rotación de la barrena. Las barrenas se clasifican en: • Barrenas Triconicas . • Barrenas de cortadores fijos • Barrenas especiales

Componente De Una Barrena Tricónica

Componente De Una Barrena Pdc BARRENAS TRICÓNICAS. Tienen tres conos cortadores que giran sobre su eje. Por su estructura de corte se fabrican de dientes y de inserto de carburo de tungsteno. Por su sistema de rodamiento pueden ser de balero estándar de balero sellado y de chumaceras (ver figura), actualmente las barrenas ticónicas sólo son usadas en las primeras etapas de la perforación.

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BARRENAS DE CORTADORES FIJOS. Las barrenas de cortadores fijos son cuerpos compactos, sin partes móviles, con diamantes naturales o sintéticos incrustados parcialmente en su superficie inferior y lateral que trituran la formación por fricción o arrastre. Se divide en: • Barrenas de diamante natural • Barrenas de diamante Térmicamente estable (TSP) • Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC) Las barrenas de diamante natural tienen un cuerpo fijo cuyo material puede ser de matriz o de acero. Su tipo de corte es de diamante natural (el diamante es el material más duro hasta ahora conocido) incrustado en el cuerpo de la barrena. El uso de estas barrenas es limitado en la actualidad, salvo en casos especiales para perforar formaciones muy duras y abrasivas. BARRENAS DE DIAMANTE TÉRMIAMENTE ESTABLE (TSP) Estas barrenas son usadas para perforar rocas duras, por ejemplo, caliza dura, basalto y arenas finas duras, entre otras. BARRENAS DE COMPACTO DE DIAMANTE POLICRISTALINO (PDC) Su diseño e cortadores, está hecho con diamante sintético en forma de pastillas (compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la barrena, pero a diferencia de las barrenas de diamante natural y las STP, su diseñó hidráulico se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual que las barrenas tricónicas. Este tipo de barrenas es la más utilizada en la actualidad para la perforación de pozos petroleros. BARRENAS ESPECIALES Las barrenas especiales pueden ser de dos tipos: ampliadoras o bicéntricas y se utilizan para operaciones tales como: la ampliación del diámetro del agujero, ya sea desde la boca del pozo (superficial) o desde una profundidad determinada. Las barrenas se fabrican para diferentes tipos de formaciones generalmente son: • Formaciones suaves • Formaciones medias • Formaciones duras • Formaciones extraduras

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Para evitar confusión entre los tipos de barrenas equivalentes en relación con sus distintos fabricantes de acero se creó el código AIDC (Asociación Internacional de Contratistas de Perforación). LASTRABARRENAS Son barras de acero huecas utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación y dar peso a la barrena durante las operaciones de perforación. También son conocidas como Drill Collars.

Actualmente se tienen en uso dos tipos de lastrabarrenas: 1.- Acabado de fábrica (liso) Este acabado se denomina convencional, ya que trae la forma tal y como sale de la fábrica, satisface todos los requisitos nominales.

2.- Diseño de espiral Reduce el área de contacto entre las lastrabarrenas y la pared del pozo, evitando con esto pegaduras por presión diferencial en agujero abierto.

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FUNCIONES El peso aplicado a la barrena debe provenir únicamente de los lastrabarrenas, si el peso aplicado a la barrena excede el peso total de los lastrabarrenas, el peso extra provendrá de la tubería, la cual estaría en compresión, siendo susceptible de torceduras y a que se zafe la rosca. El peso de los lastrabarrenas actuando directamente sobre la barrena tiene dos consecuencias principales: • La tendencia de la sarta de colgar verticalmente debido al peso y la gravedad. Entre más pesados sean los lastrabarrena, menos probables es que el pozo se desvíe de la vertical • El peso aplicado a la barrena la hará estabilizar, haciendo que el pozo mantenga su dirección constantemente. Esta estabilización de la barrena también permitirá una distribución más pareja de la carga sobre la estructura cortante de la barrena. Esto evita que la barrena se aleje de la posición central, garantizando un pozo derecho, de diámetro correcto, desgaste parejo de la barrena y mayores relaciones de penetración. Mantener el pozo en la dirección correcta se logra no sólo por el peso y la rigidez de los lastrabarrenas en la base de la sarta de perforación, sino con que el diámetro exterior de los lastrabarrenas sea apenas menor que el diámetro de la barrena empleada, o al diámetro del pozo. Esto se conoce como sarta empacada. El inconveniente asociado a este tipo de diseño de sarta de fondo (Bottom Hole assembly – ensamble de Fondo) (BHA) es que es muy susceptible de sufrir por pega diferencial, donde la tubería se pega en el enjarre que cubre las paredes del pozo. Este riesgo se minimiza mediante la utilización de lastrabarrena con diferentes diseños de sección, o de surcos en la superficie con el fin de reducir el área de contacto que pueda haber entre los lastrabarrenas y la pared del pozo. Así los lastrabarrenas pueden ser redondos, de sección cuadrada o elíptica, con surcos espirales, etcétera. HEAVY WEIGHT La tubería de perforación extra pesada (Heavy-Weight). Es y la tun componente e peso intermedio, para la sarta de perforación, entre los lastrabarrenas y a tubería de perforación. Proporcionando un cambio gradual de rigidez de la herramienta rígida a frágil tubería de perforación, reduciendo la fatiga de éste, al colocar tubería en el punto de transición. Son tubos de pared gruesa unidos entre sí, por juntas extra largas.

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DISEÑO. Con mayor espesor de pared y conexiones más largos que la TP regular, con refuerzo metálico en el centro del cuerpo del tubo, disponible con diseño exterior espiralado. Son la transición entre la tubería de perforación y los lastrabarrenas, evitando así, un cambio brusco de diámetros. También son utilizados con lastrabarrenas para proveer peso en barrena, especialmente en agujeros de 6” o 8 ½”, donde el efecto de pandeo de la HW, debido a la compresión, es mínimo. La HW reduce la flexibilidad del aparejo de fondo, también son más fáciles/rápidas de manejar que los lastrabarrenas y más importantes aun, reducen la posibilidad de atrapamiento diferencial. FUNCIONES       

Como elemento de transición entre los Lastrabarrenas de perforación (DC) y la tubería de perforación (TP) Esto previene pandeo de la TP Puede trabajarse en compresión sin sufrir daño en las conexiones Empleada extensamente en Perforación Direccional En ocasiones se utiliza en reemplazo de los Lastrabarrenas Mantiene la Tubería de perforación rotando en tensión Se debe usar para proporcionar peso sobre la barrena en condiciones especiales

ESTABILIZADORES Y HERRAMIENTA QUE SE UTILIZA EN LA SARTA DE PERFORACIÓN Los aparejos de fondo originan fuerzas en la barrena que varían de acuerdo con las condiciones de operación (P.S.B) y a las características de la formación. Estas fuerzas gobiernan el ángulo de inclinación del pozo. Para mantener bajo control estas fuerzas generadas en la barrena, y consecuentemente la inclinación del pozo, se utilizan las fuerzas laterales ejercidas por los estabilizadores al hacer contacto con las paredes del pozo. Por lo tanto la manipulación de la posición y el número de estabilizador es (puntos tangenciales o contacto) es fundamental para un buen control del ángulo del pozo. Estos son unos tramos cortos de tubería, (subs.) posicionados entre los lastrabarrenas con el fin de mantenerlos centrados dentro del hueco, mantener el pozo derecho y por medio de la acción de corte mantener de diámetro correcto en las paredes del pozo. El diámetro completo del pozo se consigue con unas “cuchillas” montadas en el cuerpo del estabilizador, las cuales pueden estar hechas de aluminio o caucho macizo o más comúnmente de acero con insertos

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de carburo dispuestos en la cara cortante. Los estabilizadores se pueden clasificar como de cuchillas rotantes o no rotantes y como cuchillas espirales y rectas. Razones para usar estabilizadores. 1. Se usan como el método fundamental para controlar el comportamiento direccional de la mayoría de las herramientas de fondo. 2. Ayudan a concentrar el peso de la herramienta de fondo sobre la barrena. 3. Reducen al mínimo el doblamiento y las vibraciones que causan el desgaste de las conexiones y dañan los componentes de la herramienta de fondo tales como los MWD. 4. Reducen el torque de perforación al evitar que haya contacto del lastrabarrena con las paredes del pozo y los mantiene concéntricos dentro del hoyo. 5. Ayudan a evitar el que la tubería se pegue por presión diferencial y también la formación de asientos de llave. RIMADORES Los rimadores desgastan las paredes del pozo a un diámetro igual o inferior al de la barrena y realizan una función similar a los estabilizadores en cuanto que ayudan a estabilizar el ensamble de fondo y mantener el hueco con el diámetro completo. Son usados generalmente cuando se experimentan problemas para mantener el pozo del diámetro de la barrena, en formaciones abrasivas, cuando a la barrena se le desgasta el diámetro exterior. MARTILLOS Herramienta de percusión en la sarta. El principal propósito de correr un martillo de perforación es proporcionar una acción de golpeteo inmediato cuando la sarta este pagada. Existen diversas ventajas por tener un martillo como parte de la sarta de perforación. Cuando la sarta está pegada, el martillo está disponible inmediatamente, esto disminuye costosas operaciones de desviación o pesca, y en consecuencia ahorra tiempo equipo y dinero. TOP DRIVE (T.D) Es básicamente una combinación de mesa rotaria y Flecha. Está impulsado por un motor independiente y le imprime rotación a la sarta de perforación la cual está conectada en forma directa sin necesidad de una Flecha o de mesa rotaria.

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Se compone de una unión giratoria, motor de corriente alterna, sistema para control de torque así como del gancho, dos discos de freno con calibres hidráulicos, montados en la parte superior de cada motor, aguantan torsión en la sarta de tubería y ayuda a mantener la posición durante los trabajos direccionales.

El sistema de contrapeso incluye dos cilindros hidráulicos entre el asa y el gancho. Cuando se activa el sistema, los dos cilindros soportan la mayoría del peso top drive. Este sistema protege las roscas de la sarta de tubería soportando el peso de la tubería cuando se rompen las conexiones. El sistema “Stand jump” es un dispositivo opcional, que se encuentra en la consola del perforador, en esta modalidad donde los cilindros levantan el peso del Top Drive de la sarta de perforación cuando se rompe una conexión. Esto reduce los esfuerzos sobre las roscas y evite daños. Los cilindros levantan el asa de la unión giratoria de su punto de apoyo en el gancho. Los dos cilindros hidráulicos están conectados a un acumulador hidroneumático ubicado en el cuerpo principal. Se puede usar una válvula manual para extender los cilindros para ayudar durante el montaje del equipo. Se carga el acumulador con fluido hidráulico y se mantiene una presión determinada usando el circuito de contrapeso en el múltiple de control hidráulico, localizado en el cuerpo principal. El múltiple hidráulico controla toda la potencia del Top Drive. El T.D viaja verticalmente a lo largo de una viga de guía sobre un carro conectado al cuerpo principal, se conecta a una viga de reacción de torsión montada. VENTAJAS DEL TOP DRIVE SOBRE EL SISTEMA DE KELLY 1. Permite circular mientras se repasa el hoyo hacia arriba 2. Se puede circular el pozo mientras se baja o se saca la tubería en paradas 3. El sistema de Flecha sólo puede hacer lo anterior en tramos sencillos: o sea de 30 pies 4. Poder cerrar de emergencia un tubo, cuando se pesca una tubería pegada y se tiene un brote, a diferencia de la flecha que solo se puede cerrar con preventor anular haciendo el ajuste para cerrar en tubería.

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MÉTODOS DE PERFORACIÓN Las técnicas de perforación de pozos con objetivos para exploración y producción para aceite y gas han sido objeto de estudio desde los inicios de la industria petrolera, con la finalidad de optimizar los procesos para obtener pozos seguros, en un menor tiempo y al menor costo posible. Desde los inicios de las técnicas de perforación con cable o percusión hasta el presente, con la utilización de herramientas rotativa accionadas desde superficie o mediante el empleo de motores de fondo, ha habido una permanente preocupación por mejorar la calidad de los pozos perforados, reducir los costos operativos y optimizar las condiciones de seguridad del personal. PERFORACIÓN POR PERCUSIÓN La perforación por percusión es uno de los métodos más antiguos utilizados y fue el iniciador de la perforación de pozos de agua y petróleo, ha recibido en los últimos tiempos aportaciones tecnológicas, que hacen de él uno de los sistemas más utilizados actualmente en la ejecución de pozos para la captación de aguas subterráneas. El método ya no es usado en la industria petrolera, ya que es un método lento y de profundidad limitada. En este método se realiza la perforación mediante el movimiento alternativo (bajar y subir) de una pesada barrena, tipo cincel, que en su caída va fracturando o disgregando la roca, desprendiendo trozos de diverso tamaño, que después son extraídos por medio de una cuchara (Monterrubio, 2009).

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PERFORACIÓN ROTATIVA El método de perforación rotativa con circulación directa comenzó a utilizarse en 1860, adquiriendo gran auge a partir de 1900 paralelamente al desarrollo de la industria petrolera. Su objetivo es proporcionar rotación a la barrena para que realice la acción de perforar por medio de un efecto de abrasión y el recorte producido es extraído a la superficie por medio del fluido de perforación (Monterrubio, 2009; PEMEX, 2002). En la actualidad existen tres formas de aplicar rotación a la barrena y son: a) Sistema rotatorio convencional b) Top drive c) Motor de fondo Sistema Rotatorio Convencional El sistema rotatorio convencional es superficial y transmite la rotación a la tubería de perforación a través de sus componentes que son: mesa rotaria, buje maestro, bushing Kelly, Kelly (flecha), unión giratoria (swivel) y la sarta de perforación. El buje maestro y el bushing Kelly transmiten el movimiento de la mesa rotaria a la flecha, ésta es una pieza de tubo cuadrado o hexagonal, que a su vez transmite la rotación a la sarta y a la barrena. Los equipos rotatorios más antiguos usaron torres de madera y la energía era proporcionada por máquinas de vapor. Con el equipo rotatorio se inicia el uso de los fluidos de perforación, la cementación de las tuberías de revestimiento y la terminación con aparejos de producción. Más tarde surgió el uso de la mesa rotaria y de los mástiles portátiles, los cuales mejoraron la eficacia en las operaciones y detonaron la perforación convencional como la conocemos hoy en día (Monterrubio, 2009).

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Top Drive Es un equipo superficial utilizado para imprimir rotación a la sarta de perforación sin la utilización de la mesa rotaria ni la flecha. Este equipo es impulsado por un motor de corriente alterna, sube y baja por el mástil a través de un riel o viga guía a la que se sujeta gracias a unos patines que permiten su libre deslizamiento vertical; es usado en una gran variedad de aplicaciones tanto en tierra como en mar, lleva el swivel y un sistema de sujeción de tubos integrado y elimina la necesidad de circuitos hidráulicos de servicio (Monterrubio, 2009). Dentro de los beneficios de utilizar esta herramienta se encuentra:  Su alto rendimiento y la facilidad de controlar la velocidad y par de torsión.  Diseño más compacto y de transportación más sencilla.  Requiere menos mantenimiento, y aumenta la rentabilidad de los equipos.  Mejora el control de la sarta en la perforación direccional, ya que permite rotar y circular mientras se viaja por el pozo.

Motor de Fondo Esta herramienta es subsuperficial, se instala inmediatamente arriba de la barrena y es la encargada de transmitir la potencia necesaria. Son operados hidráulicamente por medio del lodo de perforación bombeado desde la superficie a través de la tubería de perforación.

Consta de dos partes principales, un rotor y un estator, formando una geometría excéntrica entre ellos, de manera que cuando el fluido de perforación pasa por

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el espacio disponible el rotor comienza a girar transmitiendo la energía a la barrena. El incremento del número de lóbulos del rotor permite que éste gire a velocidades más bajas proporcionando un mayor esfuerzo de torsión. La utilización de estos motores permite transmitir rotación a la barrena sin la necesidad de rotar la sarta, son ideales para la perforación direccional ya que pueden hacer y mantener el rumbo sin tener que hacer arreglos complicados como en la perforación convencional. El uso de motores de fondo, reduce los riesgos de pescados y disminuye los costos totales de la perforación (Monterrubio, 2009). EQUIPOS DE PERFORACIÓN Los requerimientos para explorar y explotar nuevos yacimientos en localizaciones inaccesibles, han creado la necesidad de promover el desarrollo tecnológico de los equipos de perforación, para poder alcanzar los yacimientos que se encuentran en el subsuelo. Estos yacimientos están ubicados en diversas localizaciones y ambientes, por lo que es necesaria la utilización del equipo que más se adecue a las necesidades de la perforación. Equipos Terrestres Los equipos terrestres son utilizados para realizar perforaciones en tierra; se movilizan empleando camiones de carga pesada y grúas, y son clasificados de acuerdo a su capacidad para perforar:

Estos pueden ser convencionales o auto-transportables, la diferencia es que los primeros tienen mayor capacidad en la profundidad de perforación y los segundos disponen de un sistema de motores y malacate montados en un remolque que se auto-transporta. Así se puede contar con mayor facilidad de transporte de una localización a otra, pero con menor capacidad en la profundidad de perforación (Monterrubio, 2009; PEMEX, 2002).

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Equipos Marinos Estos son equipos utilizados para realizar perforaciones costa afuera, en lagos, ríos y pantanos; originalmente estos eran equipos de tierra adaptados en una estructura, se usaban las mismas técnicas desarrolladas que en tierra y eran denominados móviles de perforación. Esto se utilizó algún tiempo, pero la necesidad de ir a profundidades mayores propició el surgimiento de estructuras costa afuera (Monterrubio, 2009; PEMEX, 2002). Plataformas Fijas

Se caracterizan por encontrarse asentados sobre el suelo marino. Consisten en estructuras metálicas y/o de concreto, que se extienden desde el lecho marino hasta la superficie. Estas estructuras son estables con relación al fondo marino. Existen tres tipos de plataformas fijas: soportada sobre pilotes de acero, montada sobre tubo conductor hincado y montada sobre pedestal de concreto sumergido. Dependiendo del número de patas se clasifican en: trípodes, tetrápodos y octápodos; estos equipos son utilizados principalmente para el desarrollo de campos, ya que pueden perforar hasta 12 pozos en una sola plataforma, pero no siempre operan todos. Son utilizados para perforación de pozos cercanos a la costa y tirantes de agua no mayores a 100 m. La reparación de pozos en estas plataformas se realiza con plataformas autoelevables o con el equipo Snubbing; su construcción se realiza en tierra (Monterrubio, 2009; PEMEX, 2002). Plataformas Autoelevables (Jack-up) Este es un tipo de plataforma especial utilizada para la perforación y reparación de pozos; tiene la capacidad de moverse de una localización a otra por medio de autopropulsión o de remolcado, una vez que se encuentra sobre la posición deseada las piernas son bajadas hasta alcanzar el lecho marino, una vez asentadas, la cubierta es elevada más allá del nivel del agua hasta tener una

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plataforma de perforación estable. Cuenta con una cubierta que tiene la capacidad de posicionarse a la elevación que se requiera. Operan en tirantes de agua de 4 a 120 m y es el equipo más utilizado en la perforación de pozos exploratorios (Monterrubio, 2009; PEMEX, 2002).

Plataformas Sumergibles

Estos equipos son utilizados en aguas someras o en zonas protegidas (ríos, bahías, pantanos, etcétera.) en tirantes de agua no mayor a 15 m de profundidad. Pueden operar en áreas con frio extremo. Estas unidades cuenta con dos cascos, el superior, que aloja a la cuadrilla y al equipo de perforación y el casco inferior, que es el que lastra la unidad y soporta el peso del equipo. Navegan o son remolcados y al ser posicionados sobre el lugar de la perforación los compartimentos inferiores son inundados para hacerla descansar sobre el fondo. Se clasifican en tipo: Barcaza, Ártico y Botella (Monterrubio, 2009; PEMEX, 2002). Plataformas Semisumergibles Este tipo de equipos evolucionaron de los sumergibles, son autopropulsados y están diseñados para operar en tirantes de agua de hasta 2,200 m de profundidad. Su posicionamiento puede ser convencional o dinámico, y es utilizado en la perforación de pozos en aguas profundas. La configuración general del equipo consiste en dos cascos inferiores longitudinales, estos se usan como lastre, y cuando está en movimiento son utilizados como casco principal de la nave. El sistema Convencional de Anclaje consiste en 8 anclas colocadas en un patrón abierto y conectadas al casco por medio de cadenas y/o cables de acero. Estos

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equipos utilizan instalaciones submarinas de control de pozo fluyendo (Monterrubio, 2009; PEMEX, 2002). Barcos Perforadores Como su nombre lo indica, es un barco sobre el cual se instala un equipo de perforación con todo lo necesario para efectuar trabajos en el mar, son autopropulsados y usan sistemas de control de brotes similares a los semisumergibles; estos equipos colocan una placa de acero con un hueco central en el lecho marino, la cual indica el lugar de la perforación y sobre la que se posicionan para iniciar dicha operación. Los primeros barcos perforadores fueron convertidos de barcazas, barcos graneleros, tanques o abastecedores. Los barcos perforadores son los más móviles de los equipos de perforación, pero también los menos productivos, la configuración que les permite alta movilidad les resta eficiencia en la perforación, se usaron extensamente para cubrir los huecos de operación entre las Jack-up y las semisumergibles y son los que han perforado en aguas más profundas. Su sistema de anclaje es similar al de los equipos semisumergibles sólo que adicionalmente se incluye el sistema de torreta, su desventaja es la misma, el control del movimiento vertical. Por lo que deben de considerarse para ser usados en áreas de olas de poca altura y vientos con bajas velocidades (Monterrubio, 2009; PEMEX, 2002). TECNOLOGÍAS PARA LA PERFORACIÓN Perforación Direccional La perforación direccional es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una trayectoria hacia un objetivo predeterminado, ubicado a determinada distancia lateral de la localización superficial del equipo de perforación (Figura 10). Importantes aspectos ambientales y económicos han incrementado el uso de la perforación direccional. Las aplicaciones más comunes de perforación direccional son:      

Perforación de pozos múltiples de estructuras costa afuera Inclinación controlada en pozos verticales Perforación lateral Perforación de pozos de alivio Perforación horizontal o pozos multilaterales para mayor exposición en la formación productora Evadir estructuras geológicas problemáticas (domos salinos)

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La perforación con un motor direccional se logra en dos formas: rotación y deslizamiento. En la rotación, la totalidad de la sarta de perforación rota y tiende a perforar hacia adelante. Para iniciar un cambio en la dirección del agujero, la rotación de la sarta de perforación es detenida en una posición tal, que la sección curva del motor este ubicada en la dirección de la nueva trayectoria. El deslizamiento es cuando la porción de la sarta de perforación que no realiza un movimiento rotativo, se desliza detrás del conjunto direccional. Durante los periodos de perforación por deslizamiento, la tubería de perforación se apoya sobre el lado inferior del agujero, lo cual produce velocidades diferentes del fluido alrededor de la tubería. Por otra parte, la falta de rotación de la tubería disminuye la capacidad del fluido de perforación de remover los recortes, de manera que se puede formar un colchón de recortes sobre el lado inferior del agujero, generando con esto problemas de atrapamiento (Downton et al., 2000; Schlumberger, 2009).

Perforación Rotativa Direccional Los sistemas rotativos direccionales permiten la rotación continua de la sarta de perforación mientras se dirige la trayectoria del pozo, con esto se elimina el deslizamiento y los problemas que este genera. Estos sistemas permiten planificar geometrías de pozos complejas, como pozos horizontales y de gran alcance; logran desempeñarse en los ambientes más adversos, en formaciones altamente abrasivas, con cualquier tipo de fluido, y en ambientes de alto impacto. La rotación continua transfiere el peso a la barrena en forma más eficaz, lo que aumenta la velocidad de penetración, también mejora la limpieza del agujero porque agita el fluido y los recortes de perforación, permitiendo que fluyan fuera del pozo en vez de acumularse en el fondo, por lo cual minimiza el riesgo de aprisionamiento de la columna de perforación y facilita el control direccional. El sistema PowerDrive de Schlumberger, es un ejemplo de los sistemas rotativos direccionales, es un sistema compacto, que comprende una unidad sesgada y una unidad de control que agregan 3,8 m a la longitud total del ensamble de fondo (Bottom-Hole Assembly, BHA, por sus siglas en inglés). Provee una severidad de pata de perro de más de 8°/30 m [8°/100 pies] en formaciones blandas.

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La unidad sesgada, aplica una fuerza sobre la barrena en una dirección controlada mientras toda la columna gira, tiene tres patines externos articulados, que son activados por el flujo de lodo controlado a través de una válvula, ésta acciona los patines al dirigir el lodo en forma sucesiva a la cámara del pistón de cada patín, a medida que rota para alinearse con el punto de empuje deseado en el pozo, que es el punto opuesto a la trayectoria deseada. La unidad de control, contiene dispositivos electrónicos, sensores, y un mecanismo de control que proporcionan la magnitud y la dirección promedio de las cargas necesarias para alcanzar la trayectoria deseada; puede rotar libremente alrededor del eje de la sarta de perforación. Se puede programar para que mantenga un ángulo de giro determinado, o ángulo de orientación de la herramienta con respecto a la roca de formación. El funcionamiento del sistema puede ser monitoreado por medio de herramientas de Medición Durante la Perforación (MWD, por sus siglas en inglés) y de los sensores instalados en la unidad de control. El sistema PowerDrive Xceed de Schlumberger tiene algunas ventajas, comparado con el sistema anterior, como un menor desgaste de la herramienta en ambientes rigurosos, mejora la calidad del pozo y tiene una mayor tasa de penetración. Esto es posible a que el mecanismo de dirección interno se encuentra completamente cerrado y limita la interacción entre la herramienta y el pozo. Sólo los elementos que rotan contactan el pozo, de manera que la perforación direccional es controlada por la herramienta en lugar de ser controlada por la forma del pozo. Los componentes cerrados protegen la herramienta de altas temperaturas, en formaciones altamente abrasivas, con todo tipo de fluido y en ambientes de alto impacto (Williams, 2004). Sistema rotativo direccional motorizado El Sistema Rotativo Direccional (RSS, por sus siglas en inglés) incorpora un motor de fondo integrado para aumentar la Tasa de Penetración (ROP, por sus siglas en inglés). Este sistema resulta ideal para la perforación rápida de secciones verticales o direccionales largas. La sección de potencia del motor de fondo de pozo debe ser configurada para impedir que la velocidad de rotación exceda los límites del sistema rotativo

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direccional. Si la velocidad de rotación es excesiva, se dificulta el control direccional con la posibilidad de comprometer la trayectoria del pozo. El contacto mínimo entre la herramienta rotativa direccional y la pared del pozo también reduce el desgaste de la tubería de revestimiento (Copercini et al., 2005). Pozos Horizontales La perforación horizontal es el proceso de dirigir la barrena durante la perforación de un pozo en una dirección y orientación aproximada de 90º con respecto a la vertical para lograr extenderse varios cientos de metros dentro del yacimiento con el fin de alcanzar objetivos como el incremento de la producción primaria y secundaria (incremento de las reservas), reducir el número de pozos verticales requeridos para el desarrollo del campo y con esto reducir las inversiones de la perforación de pozos adicionales.

Esto se sustenta en que la productividad de los pozos horizontales llega a ser mayor que la de uno vertical, ya que comunican una mayor área de la formación productora, atraviesan fracturas naturales, reducen las caídas de presión y retrasan los avances de los contactos agua-aceite o gas-aceite. Sin embargo, existe el elemento de tiempo extra requerido, éste toma el doble de tiempo de planificación, diseño y ordenado del equipo y toma aproximadamente un 50% de tiempo extra para perforar. En la perforación horizontal, es importante seleccionar el radio de curvatura más adecuado para alcanzar la profundidad dentro del yacimiento ya que el radio de curvatura es función de la longitud a penetrar dentro de la zona productora. No obstante, existen límites respecto de la longitud que puede tener una sola sección horizontal más allá de los cuales la fricción en las paredes del pozo, en la tubería de revestimiento o de producción limita la producción del pozo (Monterrubio, 2009). Tipos Principales:    

Radio corto (1-4º / 1 pie) pozos poco profundos, pueden ir de verticales a horizontales en 50 pies. Mediano (8-20º/100 pies) yacimientos fracturados, necesitan 300 pies para alcanzar la construcción. Radio largo (2-8º/100 pies) pozos costa afuera, yacimientos inaccesibles, necesitan 1,500 pies para alcanzar la horizontal. Radio ultra corto (casi sin construcción).

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Pozos Verticales La mayoría de los pozos se consideran rectos, aunque se sabe que en la práctica tienden a desviarse de la vertical. Sin tecnología o procedimientos de perforación especiales, los pozos tienden típicamente a penetrar planos de estratificación y otras características geológicas con un determinado ángulo; sin embargo, la inclinación del agujero en una perforación vertical no debe exceder los 2 grados. Antes del uso de la tecnología de levantamiento de pozos, las compañías de exploración y producción no se percataban del grado de desviación o tortuosidad de un pozo hasta que las operaciones de adquisición de registros o de bajada de tubería de revestimiento se entorpecían por un perfil de pozo complejo. Una perforación vertical de alta calidad 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 y minimizar el tamaño del pozo desde el comienzo. Por lo que es más rápido de perforar y representa menos costos tanto para la eliminación de recortes como en materia de tuberías y cemento. El sistema PowerV de Schlumberger, es un sistema rotativo direccional para perforación vertical. Puede ser programada desde la superficie para mantener automáticamente la verticalidad, posee sensores dentro de la herramienta que determinan la inclinación, y si esta cambia, la herramienta determina automáticamente la dirección necesaria para volver a la orientación vertical. No depende de un sistema MWD (Medición Durante la Perforación, por sus siglas en inglés) para operar (Brusco et al., 2004/2005). Pozos Multilaterales Los sistemas de pozos multilaterales, permiten que múltiples pozos productores sean perforados desde una sección individual de un agujero matriz. En la actualidad, los pozos principales y los tramos laterales pueden perforarse verticalmente, con altos ángulos de inclinación, u horizontalmente para afrontar las distintas condiciones del subsuelo. Las configuraciones de los pozos varían desde un solo pozo de drenaje hasta ramificaciones múltiples en arreglos de tipo abanicos horizontales, apilados verticalmente o dos tramos laterales opuestos. Los pozos multilaterales reemplazan a uno o más pozos individuales. En ocasiones constituye el único medio económico para explotar compartimentos geológicos aislados y yacimientos que contienen pequeños volúmenes de hidrocarburos, se puede utilizar para conectar rasgos verticales y horizontales del subsuelo, tales como fracturas naturales, formaciones laminadas y

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yacimientos estratificados. En áreas con riesgos de perforación, yacimientos profundos o campos petroleros situados en zonas de aguas profundas, un solo pozo principal elimina el riesgo y el alto costo de perforar hasta la profundidad final en varias ocasiones. En tierra firme, se reduce la cantidad de cabezales de pozos y las dimensiones de las localizaciones de superficie y en áreas marinas, se reducen los requerimientos de las instalaciones de superficie y el espacio en cubierta. Una de las mayores ventajas de los pozos multilaterales es el máximo contacto con el yacimiento, aumentando el área de drenaje del pozo y reduciendo la caída de presión, lo cual mitiga la entrada de arena y la conificación de agua o gas, con esto se aumenta la productividad o la inyectividad y permite mejorar los factores de recuperación (Fraija et al., 2002/2003).

PERFORACIÓN EN AGUAS PROFUNDAS El concepto de aguas profundas varía de acuerdo a diversos autores; sin embargo, en términos generales se consideran aguas profundas aquellas de más de 500 m de tirante de agua; y aguas ultraprofundas las que comienzan a los 1,500 m. En las aguas más profundas, la perforación se puede realizar solo desde una plataforma de perforación semisumergible, barcos perforadores o plataformas de patas tensionadas, todos con sistema de posicionamiento dinámico. Los mayores desafíos en la construcción de pozos en aguas profundas están relacionados en gran parte con las grandes profundidades, pero también con las condiciones que se encuentran en cada una de las zonas petroleras. La presencia de corrientes submarinas dificulta el manejo del tubo ascendente, por lo que es necesario utilizar equipos de perforación mucho más grandes y potentes para mantener la estabilidad. Cuando se tienen altas tasas de depositación, puede ocurrir que las presiones de poro sean elevadas y los gradientes de fractura sean menores en comparación con los de pozos terrestres a las mismas profundidades, y que la diferencia entre la presión de poro y el gradiente de fractura sea mínima. En algunos proyectos, se requiere de un número determinado de sartas de revestimiento para controlar los sedimentos someros y no consolidados, así como las zonas de transición más profundas en las que no es posible llegar al

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yacimiento, o bien, si se alcanza el objetivo, el diámetro de la tubería es tan pequeño que el proyecto se vuelve antieconómico, ya que las tasas de flujo se ven restringidas (Carré et al., 2003). Levantamiento Submarino del Lodo de Perforación (Subsea Mudlift Drilling) Es un método de perforación y construcción de pozos en aguas profundas con un número mínimo de sartas de revestimiento, para poder alcanzar los objetivos geológicos profundos con un agujero cuyo tamaño permita la producción de hidrocarburos con altas tasas de flujo. En la perforación convencional, la columna de lodo se extiende desde el equipo de perforación hasta el fondo del pozo y forma un gradiente único de presión de lodo. Para disminuir la carga en el tubo ascendente se reemplaza el gradiente único de presión por un sistema de gradiente doble: un gradiente de presión hidrostática actúa desde el equipo de perforación hasta el lecho del mar, mientras que un nuevo gradiente de presión más elevado actúa desde el nivel del lodo hasta el fondo del agujero. En el sistema de gradiente doble, la presión de poro (presión a la que se encuentran sometidos los fluidos contenidos en los espacios porosos de la formación), los gradientes de fractura (presión necesaria para vencer la presión de poro y la resistencia de la roca) y de presión de lodo tienen como nivel de referencia el nivel del lodo en lugar del equipo de perforación. La disminución de la presión del lodo en el agujero puede permitir el ahorro de columnas de revestimiento en el diseño del pozo y también disminuye los problemas de pérdidas de circulación (Cuvillier et al., 2000)  CRONOGRAMA Primera Semana: Seleccione el tema a investigar. Segunda Semana: Comencé con las investigaciones correspondientes al tema seleccionado. Tercera Semana: Seleccione la información a utilizar en la elaboración del protocolo. Cuarta Semana: Comencé la elaboración del protocolo con la información previamente seleccionada.

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Quinta Semana: Anexe los últimos detalles para posteriormente hacer una revisión final del protocolo y así darlo por terminado.  PRESUPUESTO A continuación se mostrara los gastos económicos realizados para la elaboración de este protocolo. Investigación en el ciber Alimento Pasaje Total

$70.00 $200.00 $140.00 $410.00

 FUENTES DE INFORMACION Kraus, R.S., “PETRÓLEO: PROSPECCIÓN Y PERFORACIÓN”, Enciclopedia de salud y seguridad en el trabajo. Monterrubio Rodríguez, J.M., “PERFORACIÓN DE POZOS CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING DRILLING)”, 2009, Tesis de Licenciatura, Ciudad Universitaria, México D.F. DIVISIÓN DE SMITH INTERNATIONAL INC ¨LAS HERRAMIENTAS DE LA INDUSTRIA¨ 1990 SMITH DRILCO, “MANUAL DRILCO PERFORACION“EDICION DE 1978.

DE

CONJUNTOS

DE

 CONCLUSION Las tuberías de perforación son elementos tubulares utilizados para llevar a cabo los trabajos durante la operación de la perforación, Generalmente se les conoce como tuberías de trabajo, porque están expuestas a múltiples esfuerzos durante las operaciones de perforación del pozo. Las herramientas diseñadas para la perforación direccional y multidireccional buscan facilitar el direccionamiento de la sarta de perforación. Permiten una mejor opción de producción para yacimientos con un volumen pequeño o que se encuentran aislados. Al igual que un máximo contacto con el yacimiento, mejorando los factores de recuperación.

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