martes, 2 de julio de 2013
BIENVENIDOOOS!!!!!!!!!!!!
Bienvenidos al Blog del Perforador.. creado por estudiantes de la carrera Ingenieria en Perforaciones de la Sede Regional Tartagal- Salta.
En este blog se prestara informacion sobre los temas de interes del mundo de la perforacion. Esperamos sea de su agrado
FLUIDOS DE TERMINACION
Un buen fluido debería:
w Ser lo suficientemente denso para controlar las
presiones del pozo, sin ser demasiado pesado.
Esto reduce una pérdida grande de fluido a
la formación. Al estar cerca del equilibrio
de la formación, se reducen las pérdidas por
desbalance.
w Ser efectivo en relación a su costo. A veces
fluidos costosos son necesarios para prevenir
daños en formaciones sensibles. Existen
ocasiones en las que fluidos menos costosos
causarán poco o ningún daño. La experiencia
tiene valor en estos casos.
w En lo posible debe estar libre de partículas
sólidas. Los sólidos pueden obstruir punzados
y reducir la producción luego de una fractura o
un trabajo de empaquetado con grava.
w Ser no corrosivo, para prevenir futuros eventos
de falla de instrumentos tubulares costosos y
costos de pesca
w Ser estable. La estabilidad es importante
cuando el fluido va a permanecer dentro
del pozo por largo tiempo. La pesca de
empaquetadores y tuberías atascadas puede
ser costosa y puede inclusive resultar en
el abandono del pozo antes de que la
producciones se haya completado. La
estabilidad del fluido a altas temperaturas
también es una característica deseable,
especialmente en pozos profundos y calientes.
w Estar limpio y filtrado. Algunos fluidos tienen
grandes cantidades de partículas sólidas en
suspensión que pueden ser dañinas para la
formación productiva (finos o sedimentos), y
abrasivas para el equipo (arena o metales).
Otros tienen pequeñas cantidades de sólidos
pero pueden también causar obstrucciones.
Los mejores fluidos son filtrados o limpiados,
y tienen pocos sólidos. Generalmente fluidos
que son filtrados de 2 a 4 micrones, o
de 19 a 20 NTU son considerados capaces
de minimizar el daño a las formaciones,
permitiendo proporciones de producción más
elevadas. (NTU = Nephelometric Turbidity
Unit, una medida de la claridad de un fluido)
MEDICION DE DENSIDAD
La balanza convencional de lodo de perforación
y la balanza presurizada de lodo de perforación
ambas utilizan un principio que consiste en un
brazo graduado y un contrapeso para medir la
densidad. En la mayoría de las aplicaciones la balanza
convencional es adecuada, sin embargo si el lodo
de perforación o la lechada de cemento contienen
una cantidad significativa de aire atrapado, la balanza
presurizada debe ser utilizada. La balanza presurizada
de lodo de perforación comprime la cantidad
de aire atrapado a un volumen insignificante de
manera que el valor obtenido es comparable al
valor que se obtendría en el fondo del pozo. A
continuación se detallan los procedimientos en la
prueba de densidad.
1. Instalar la base del instrumento de manera que
esté nivelado
2. Llenar el recipiente limpio y seco con el lodo
a ser pesado
3. Coloque la tapa en el recipiente, y asiéntelo
firme pero lentamente con un movimiento
giratorio. Asegúrese de que parte del lodo
salga por el hoyo de la tapa.
Cuando utilice una balanza de lodo presurizada,
utilice la bomba para añadir lodo en el recipiente
bajo presión. Llene la bomba con lodo, coloque la
bomba en el sostén del recipiente y presione en el
pistón hasta que no se pueda añadir más lodo.
4. Lave o limpie todo el lodo de la parte externa
del recipiente y del brazo de la balanza.
5. Instale la cuchilla en el apoyo, y mueva el peso
movible a los largo del brazo graduado hasta
que el recipiente y el brazo están balanceados.
6. Lea la densidad del lodo en la parte izquierda
del peso movible
7. Reporte el resultado a la división más precisa
de la balanza en lb/gal, lb/pie cúbico, gravedad
específica o psi/1000 pies de profundidad.
8. Limpie el lodo del recipiente inmediatamente
después de cada uso. Es esencial que todas las
partes de la balanza de lodo se mantengan limpias
TRANSPORTE DE RECORTES A SUPERFICIE
El pozo debe ser limpiado apropiadamente
para prevenir que los recortes se acumulen en el
espacio anular, lo que podría causar un aumento
en la torsión, arrastre, el llenado o en la presión
hidrostática. Todo esto puede dar como resultado
una tubería atascada, pérdida de circulación, la falla
del tubería o una disminución en le penetración.
Debido a que los recortes son más pesados que
el fluido de perforación, son levantados fuera del
pozo por el fluido fluyendo en el espacio anular.
La fuerza de la gravedad tratará de hacer que los
recortes caigan hacía el fondo del pozo. La velocidad
a la que los recortes caen depende del tamaño de las
partículas, forma, densidad y viscosidad del fluido.
PRESION MAXIMA ESTIMADA PARA UNA SURGENCIA EN SUPERFICIE
Es imposible estimar la presión máxima en
superficie de una surgencia que podría ser esperada
en una surgencia mal controlada, debido a que la
presión es regulada con la bomba y el estrangulador.
Si la surgencia es de gas y se le permite migrar a la
superficie sin aliviar la presión, entonces la presión
en superficie (considerando que nada ha fallado
pozo abajo o en la superficie) podría ser de entre
la mitad a dos tercios de la presión de formación
que ha producido el gas. La solubilidad del fluido
de la surgencia en el fluido del pozo así como
la temperatura generalmente reducirán el tamaño
del influjo y por lo tanto reducirán su presión.
La composición de la surgencia, la solubilidad del
fluido de formación y la longitud exacta de la
surgencia, nunca serán conocidas con exactitud.
Por lo general, la presión máxima de una
surgencia de gas en superficie controlada utilizando
el método del Perforador será mayor que la presión
máxima en el método Espere y Densifique. Esta
presión será de alguna manera mayor que la presión
de cierre en tubos original. La presión máxima con
el método Concurrente caerá a un valor intermedio
entre los valores de los métodos del Perforador y
Espere y Densifique.
SURGENCIA DE LIQUIDOS EN POZOS PETROLEROS
El petróleo, agua y agua salada son casi
incompresibles. No se expandirán a ningún valor
apreciable a medida que la presión es reducida. En
función de esta propiedad, los caudales de bombeo
y retorno serán esencialmente los mismos. Si una
surgencia de liquido no se expande a medida que es
circulada fuera del pozo, la presión en el casing
no aumentará como en el caso de una surgencia
de gas (mientras que no se permita un influjo
adicional.) Utilizando los métodos de presión de
fondo constante la presión hidrostática en el anular
cambiará en función de las variaciones en la
geometría del pozo. La presión en el casing también
cambiará, debido a los ajustes del estrangulador, a
medida que el lodo más denso reemplaza al lodo
original y al fluido del influjo. Estos cambios no son
tan pronunciados como los que suceden cuando la
surgencia en el pozo es de gas.
En comparación con las surgencias de gas
las surgencias de líquidos no migran en un valor
significativo. Si la surgencia de líquido no migra,
las presiones de cierre no aumentarán (como
consecuencia de la migración) en la misma extensión
que la que se observa con surgencias de gas.
La mayoría de los influjos de agua contienen
algo de gas en solución que harán que la presión
en superficie se comporte de la misma forma que
una surgencia de gas, pero en un menor grado. Es
importante tratar toda surgencia como si fuera una
surgencia de
GAS EN EL POZO CON LODOS BASE AGUA
El gas es un fluido compresible. El volumen que
ocupa depende de la presión a la que está sometido.
Si la presión aumenta, su volumen disminuye. La
relación Volumen / presión varía para las diferentes
mezclas de gases. Sin embargo, el comportamiento
de un gas natural puede calcularse aproximadamente
utilizando una proporcionalidad inversa. Esto significa
que si se duplica la presión el gas se comprimirá a
mas o menos la mitad de su volumen. Si reducimos
la presión a la mitad se duplicará su volumen.
El gas es más liviano que el líquido, por lo tanto
puede ocurrir migración ya sea con el pozo abierto o
cerrado. Aunque el gas se puede separa en burbujas
pequeñas, la mayoría de los análisis consideran el gas
como una única burbuja de gas. Las generalidades
del comportamiento del gas en el pozo deben ser
comprendidas y anticipadas para poder mantener el
control sobre una surgencia de gas.
miércoles, 5 de junio de 2013
lunes, 20 de mayo de 2013
Trepanos
Un trépano es un dispositivo que se coloca en el final de una sarta de perforación para que rompa, corte y muela las formaciones rocosas mientras se perfora un pozo. Ya sea éste un pozo de gas, agua o petróleo.
Los trépanos son huecos para permitir el paso del fluido de perforación, que sale a chorros por picos intercambiables. El fluido de perforación lubrica y refrigera el trépano y ayuda a expulsar el material removido hacia la superficie. En formaciones rocosas no consolidadas los chorros de agua a alta presión ayudan a remover la roca en forma directa permitiendo reducir los tiempos de perforado.
Tipos de Trampas
Una trampa petrolífera o trampa de petróleo es una estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración del petróleo, manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable subterránea. El petróleo así acumulado constituye un yacimiento petrolífero secundario y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén.
El petróleo se compone de un conjunto de numerosas sustancias líquidas distintas, los hidrocarburos, que son menos densos que el agua, por lo que tienden a flotar en ella. Esto produce un movimiento de migración del petróleo desde el momento que se forma, a partir de restos de plancton, hacia la superficie del suelo, viajando a través de los poros de rocas permeables. Una vez que aflora a la superficie, formando la llamada fuente o manantial de petróleo, va desapareciendo con los años, pues los volátiles escapan a la atmósfera y el resto de hidrocarburos van siendo degradados por microorganismos que se alimentan de ellos, pasando de ahí al resto de la cadena trófica de los ecosistemas.
Los detalles estructurales y génesis de los yacimientos petrolíferos ha sido una de las ramas de la geología más estudiada y de la que se tienen más datos, debido a la enorme importancia que ha tenido para la humanidad la búsqueda y extracción de este recurso natural.
perforacion offshore
LA PERFORACION OFFSHORE NO ES UNA PERFORACION CONVENCIONAL, DEBIDO A QUE LA MISMA SE REALIZA EN LA SUPERFICIE DE LA PLATAFORMA SUBMARINA. LAS MISMAS SON MUY COMPLEJAS EN CUANTO A SU EMPLAZAMIENTO DEBIDO A LA SEVERIDAD DE LAS CONDICIONES EN LAS QUE SE TRABAJA. DEBIDO A QUE LA SUPERFICIE EN LA CUAL DEBE ESTAR INSTALADA LA ESTRUCTURA SUELE ESTAR A MAS DE VARIAS MILLAS DE PROFUNDIDAD BAJO EL LECHO MARINO
Tipos de torres de perforación y componentes básicos de la sarta de perforación.
EXISTEN DIFERENTES TIPOS DE TORRES DE PERFORACION DEPENDIENDO DEL OBJETIVO, DE LOS TIPOS DE ESTRUCTURAS A ATRAVEZAR, LA PROFUNDIDAD Y LA DISPOSICION DE EQUIPOS EN LA ZONA
Extraccion de testigos en perforaciones direccionales
EN LA PERFORACION ES DE SUMA IMPORTANCIA TENER INFORMACION SOBRE LAS FORMACIONES ATRAVEZADAS. LOS TESTIGOS SON MUESTRAS PRESENCIALES DE LA FORMACION BAJO SUPERFICIE. EN ESTE VIDEO SE PUEDE OBSERVAR COMO SE REALIZA ESTA UTIL OPERACION
Cementacion
LA CEMENTACION ES UNA OPERACION IMPORTANTE YA QUE SE ENCARGA DE REALIZAR UNA UNION MECANICA ENTRE LA CAÑERIA Y LA FORMACION QUE SE ESTA ATRAVEZANDO
Tecnicas especiales de perforacion
LAS OPERACIONES ESPECIALES EN LA PERFORACION SON TECNICAS EMPLEADAS DEBIDO A PROBLEMAS NO CONVENCIONALES OCURRIDOS DURANTE LA OPERACION.
perforacion direccional
LA PERFORACION DIRECCIONAL SE REALIZA DEBIDO A QUE EL OBJETIVO SE ENCUENTRA ALEJADO AL LUGAR DE INICIO DE LA PERFORACION DEBIDO A LA PRESENCIA DE CIUDADES U OBSTACULOS
origen abiotico del petroleo
EXISTEN MUCHAS TEORIAS SOBRE EL ORIGEN DEL PETROLEO. AQUI LES PRESENTAMOS LA MAS ACEPTADA A NIVEL ACADEMICO. SIN EMBARGO LOS INVITAMOS A QUE AVERIGUEN SOBRE EL TEMA YA QUE LAS OTRAS TEORIAS SOBRE EL ORIGEN DE ESTE COMPUESTO SON MUY INTERESANTES Y TIENEN ARGUMENTOS VERDADERAMENTE RAZONABLES
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