curso de mud logging

8/19/2019 Curso de Mud Logging

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CURSO DE MUD LOGGINGPeru

INTER-LOG

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Issue : 1 Issued by : J. Coronado Reviewed by: M. Zapata Approved by : E. Casimiro

Revision : 1 Date : 06 -10- 2006 Date :06-11-2006 Date : 10 Nov 2006

CURSO DE MUD LOGGING

PERU


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CONTENIDO.

Pagina.

1. Introducción. Tareas, responsabilidades en mud logging..................................................................................32. Introducción al sistema ALS2. 63. El taladro, introducción.......................................................................................................................................64 Mástil y subestructura 85 Sistema de poder...............................................................................................................................................86 Sistema de elevadores. 87. Equipo de rotación.............................................................................................................................................118 Equipo de circulación. 149. Reologia, modelos hidráulicos, tipos de lodos...................................................................................................1610. Equipo de control de pozo. 1911. Patada de pozo ( kick).......................................................................................................................................3012. Sensores. 3213. La Broca y la sarta de perforación.....................................................................................................................3314. Viaje (tripping). 3815. Tiempo de retorno de la muestra ( lag time ).....................................................................................................3816. Hidráulica básica. 3917. Equipos de detección de gas.............................................................................................................................4318 Gas (teoría). 4519. Revestimiento ( casing ).....................................................................................................................................4520. Cementación. 4521. Prueba de microfracturamiento ( leak off test )..................................................................................................4522. Corazonamiento. 4623. Sistema ALS2. Continuación.............................................................................................................................5824. Sensores. Conexión. Calibración. 5825. Asignación de los monologs..............................................................................................................................5826. Operaciones de perforación. 5927. Pega de tubería..................................................................................................................................................6028. Procedimiento del muestreo geológico. 6329. Calcimetría.........................................................................................................................................................80

30. Densidad de la lutita. 8631. Factor lutita ( Shale factor )................................................................................................................................9032. Solubilidad. 9233. Descripción de muestras....................................................................................................................................9234 Manifestaciones de aceite. 9535. Pruebas químicas con las muestras..................................................................................................................9636. Seminario de Seguridad. 10237. El masterlog.......................................................................................................................................................10238. Entrada de datos en la configuración del pozo. Transferencia del “profil.dat “ a RTM. 102


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1. INTRODUCCION. TAREAS, RESPONSABILIDADES EN MUD LOGGING.

TRABAJO DEL MUD LOGGER.

EL PRINCIPAL OBJETIVO DEL MUDLOGGING ES EL DE ASISTIR EN EL COMPLETAMIENTO EFICIENTE DEPOZOS EXPLORATORIOS Y DE DESARROLLO PARA ACEITE Y GAS.Los Mud loggers ayudan a asegurar la eficiencia y control de costos dando al Cliente de la Compañía un récorddetallado y analítico de la geología, muestras de aceite y gas, parámetros de perforación y lodo, y problemasrelacionados, encontrados durante la perforación y la completación.LA PRINCIPAL RESPONSABILIDAD DEL MUD LOGGER ES LA DE REALIZAR ESTAS TAREAS EN UNTIEMPO Y DE LA MANERA MAS EXACTA.

RESPONSABILIDADES CON EL CLIENTE.

MONITOREO GEOLOGICO.1. Colectar y supervisar la recolección de cortes de muestras, de las profundidades propias del tiempo de retorno ylos intervalos adecuados.2. Lavado y tamizado de muestras, dividirlas en porciones correctas y empacarlas en juegos por Cliente, socios ytransporte.

3. Examinar y describir muestras de acuerdo con los estándares de la industria petrolera y las especificaciones delCliente.4. Evaluar muestras con manifestaciones de hidrocarburos.5. Establecer un Masterlog exacto y comprensivo de acuerdo con el formato del Cliente.6. Proveer a todas las partes interesadas con reportes a tiempo y regularmente basados en los datos geológicos yde perforación.7. Notificar al personal del pozo de cualquier problema de perforación anticipado u observado relacionado con lageología.8. Asistir en la recuperación y descripción de corazones cuando sea necesario.9. Asistir en operaciones de prueba de pozo y muestreo cuando sea necesario.

MONITOREO DEL GAS Y PARAMETROS PERFORACION.1. Monitoreo cercano de niveles de gas, tiempo de retorno y parámetros de perforación, y reportar cualquieranomalía a las personas apropiadas, para actuar.2. Realizar regular y frecuentemente chequeos de calibración en los instrumentos de gas.

3. Realizar mantenimientos normales y reparaciones necesarias en todos los equipos, particularmente sensores, yreportar daños inmediatamente a las personas apropiadas.4. Hacer las anotaciones diariamente en las cartas de instrumentos clara y correctamente, y organizarlas para el usoposterior del Cliente.5. Asistir al Cliente en el control de las operaciones de perforación, con lo mejor de las habilidades del Mud Logger.

REPORTES.1. Actualizar todos los registros requeridos por el Cliente en una base de datos diaria.2. Presentar diariamente los reportes concernientes a los parámetros de perforación y geológicos a losrepresentantes del Cliente, así como también cualquier otro reporte o documento requerido.

COMPORTAMIENTO.1. Este consciente de las regulaciones de seguridad y procedimientos especificados por el Cliente, Interlog y lasautoridades de seguridad respectivas: respete las regulaciones de seguridad en todas las circunstancias.2. Asegúrese de que personal calificado de Inter-Log este siempre presente en la Unidad de Mud Logging durante

todas las operaciones del pozo.3. Mantener en mente el concepto básico de servicio; asegúrese de que todas las tareas realizadas para el Clientesatisfagan o excedan los estándares del Cliente.4. Recordar que la satisfacción del Cliente no es únicamente una función del servicio mismo, si no también en laforma que es dado. Las relaciones humanas son una parte esencial del trabajo.INTRODUCCION AL TRABAJO DE INGENIERIA DE DATOS.

LA INGENIERIA DE ALS ES UN ASPECTO DEL MUD LOGGING. EL PRINCIPAL OBJETIVO DELMUDLOGGING ES EL DE ASISTIR EN EL COMPLETAMIENTO EFICIENTE DE POZOS EXPLORATORIOS Y


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DE DESARROLLO PARA ACEITE Y GAS.

La ingeniería de ALS ayuda a asegurar eficacia y control de costos dotando a la Compañía Cliente coninterpretación detallada y análisis de:Geología.

Muestras de Gas y Aceite.Parámetros de perforación.Parámetros de Presión.Hidráulica.Costo del Pozo.Además, el ingeniero de ALS realiza reportes detallados diarios y finales basados en los datos adquiridos durante laperforación. LA PRINCIPAL RESPONSABILIDAD DEL INGENIERO DE ALS ES LA DE REALIZAR ESTAS TAREAS ATIEMPO Y DE UNA FORMA PRECISA.

RESPONSABILIDADES DEL INGENIERO ALS CON EL CLIENTE.

GENERAL.1. Entender y monitorear permanentemente todas las operaciones en el pozo.2. Información y consejo disponible al Cliente sobre las condiciones del pozo durante todas las operacionesrelacionadas con la perforación del pozo.3. Asegurarse de que todo el equipo de Mud Logging este funcionando adecuadamente, y que los Mud Loggersrealicen todo el mantenimiento necesario. 4. Chequear y verificar la calibración de sensores e instrumentos en los intervalos especificados con los documentostécnicos pertinentes.5. Manejar la base de datos del pozo, asegurar la calidad y la integridad de los datos del pozo. 6. Mantener un conocimiento personal de las técnicas actuales para la interpretación de los datos del pozo.7. Cuando sea necesario, ayudar al personal del pozo a entender y usar la interpretación de datos dada por Inter-Log.8. Usar el conocimiento personal y la experiencia en pozos para mejorar la calidad del servicio de Mud Logging.

MONITOREO GEOLOGICO.1. Supervisar y si es necesario ayudar a los Mud Loggers en el desarrollo de las tareas de monitoreo Geológico. 2.Diseñar y producir un Masterlog generado por computador, con las especificaciones requeridas por el Cliente.

3.Entender y usar análisis rápidos de registros eléctricos (wireline) y cartas de MWD, como el Cliente lo requiera.DETECCCION DE GASES Y MONITOREO DE PARAMETROS DE PERFORACION.1. Supervisar y si es necesario ayudar a los Mud Loggers en la detección de gases y en el monitoreo de losparámetros de perforación.2. Diseñar y producir registros de gas generados por computador, con las especificaciones y requerimientos delCliente.3. Usar los métodos de interpretación de gas dados por Inter-Log y por el Cliente para evaluar la calidad de losreservorios y rocas fuente.

PARAMETROS DE PRESION - CONTROL DE POZO.1. Confirmar o ajustar las presiones de fluidos de formación estimadas (hechos por el Cliente durante la fase deplaneamiento del pozo) por correlación con los valores obtenidos durante la perforación.2. Confirmar o ajustar la resistencia a la fractura de la formación estimada (hechos por el Cliente durante la fase deplaneación del pozo), usando valores obtenidos durante la perforación.

3. Ayudar al personal del pozo a determinar las densidades del lodo requeridas para el control primario del pozo.4. Mantener el control primario del pozo anticipando los desequilibrios de presión, cuando sea posible.5. Cuando sea necesario, asistir al personal del pozo en determinar el mejor procedimiento y la densidad de fluidorequerida para un control secundario del pozo (control de Patada).

HIDRAULICAS.1. Monitorear y grabar la reología del fluido de perforación y parámetros de bombeo, diariamente y cuando losvalores cambien.2. Hacer resúmenes de la hidráulica actual del hueco (diariamente y cuando el Cliente lo requiera), usando el modelode circulación apropiados para las condiciones del pozo.


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3. Optimizar el planeamiento hidráulico hecho por el Cliente, para mejorar la rata de penetración durante la siguienteperforación.

COSTOS DEL POZO.1. Monitorear y grabar los parámetros mecánicos de perforación.

2. Hacer resúmenes del costo de perforación por cada corrida de broca, y cuando sea requerido por el Cliente. 3. Cuando sea posible, ayudar al Cliente a optimizar los parámetros mecánicos de perforación para mejorar la ratade penetración y reducir los costos de perforación.

OTRAS OPERACIONES.1. Aplicar los recursos de Inter-Log y el conocimiento del personal para asegurar una eficiente ejecución de lasoperaciones de pozo, incluyendo las operaciones de revestimiento y cementación, perforación direccional, pruebasde evaluación del pozo y operaciones de pesca y remedio. 2. Recordar que la satisfacción del Cliente no es solamente una función del servicio mismo, pero también de la formaen que el servicio es dado. Las relaciones humanas son una parte esencial del trabajo.3. Estar consciente de las regulaciones y procedimientos de seguridad, como las especificadas por el Cliente, Inter-Log, y autoridades relacionadas con la seguridad. Respetar las regulaciones de seguridad y asegurar que todos losmiembros del equipo de Mud logging hagan lo mismo.4. Organizar el grupo de Mud Logging para obtener una optima calidad en el servicio. 5. Conocer exactamente los términos del contrato de servicio con el Cliente, estar preparado para resolver cualquier

problema concerniente a los equipos y servicios contratados. 6. Estar preparado para suministrar al Cliente con información técnica concerniente al equipo y los procesos usadosen Inter-Log Mud Logging, como también cualquier otra información requerida por el cliente.7. Los datos del pozo son propiedad del Cliente. No entregar datos del pozo a nadie sin una autorización escrita delCliente. Al finalizar el pozo, entregar todos los datos del pozo, original y copias, al jefe de base de Inter-Log o alCliente, como el Cliente lo indique.

REPORTES.1. Actualizar todos los registros, impresiones y gráficos requeridos por el Cliente, diariamente y cuando se necesite.2. Presentar reportes diariamente (Geología, Presiones, Hidráulicas, Desviación) al representante del Cliente, en eltiempo preciso especificado por el Cliente.3. Proveer cualquier otro reporte o documento basado en los datos del pozo, cuando sea requerido por el Cliente.4. Diseñar y producir registros compuestos basados en Mud logging, registros eléctricos y datos de MWD, cuandosean contratados por el Cliente. 5. Preparar un documento del reporte final completo, preciso y confiable, con las especificaciones y formatos delCliente, para entregar al Cliente en 7 días después de terminada la perforación.

FORMATOS COMUNES EN UNA UNIDAD DE MUD LOGGING.

Estos son algunos de los formatos más usados, aunque estos cambian según la Compañía Operadora.• REPORTE DE INGENIERIA. • RECORD DE LA BROCA.• HIDRAULICAS DE LA BROCA.• DATOS DEL LODO. • DATOS DE DESVIACION. • REPORTE DE CEMENTACION. • LISTA DE REVESTIMIENTO. • DATO DE PROFUNDIDAD DE MEDIA NOCHE.• CURVA DE PROGRESO.( DIAS VS PROFUNDIDAD)• ANALISIS DE TIEMPO.• TALLY BOOK.• HISTORIA DEL POZO.• SECCIONES RIMADAS.• SECCIONES DE RIMADO ATRAS. (BACKREAMING).• SECCIONES DE ARRASTRE Y SOBRE TENSION.• PUNTOS DE HUECO APRETADO.• PUNTOS DE PEGA DE TUBERÍA.• PUNTOS DE PERDIDA DE LODO.


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• PUNTOS DE PATADA. (KICK POINTS).• REPORTES GEOLOGICOS. • MUESTRAS DE ACEITE.• MUESTRAS DE GAS. • GAS DE VIAJE.

• GAS DE CONECCION.• GAS DE SUABEO.• TOPES DE FORMACIONES.• DESCRIPCION DE MUESTRAS.• HOJA DE VIAJE.

. 2.INTRODUCCION AL SISTEMA ALS.

ALS2. CODIGOS DE EQUIPOS.

ALS 2. NIVEL 1.

ALS2. NIVEL 2.

ALS2. NIVEL 3.

ALS2. NIVEL 4.(MULTIUSUARIO)

ALS2.NIVEL 5.(MULTIUSUARIO).

3. EL TALADRO, INTRODUCCION.

Casi todos los taladros empleados en la perforación de campos petroleros usan el método de la rotaria, en el cualtubería de perforación con una broca en la punta es rotada desde superficie para hacer el hueco.Los taladros vienen en diferentes tamaños y tipos, de acuerdo con la profundidad máxima y la capacidad máxima decarga que se requieran para el pozo.

Todos los taladros de perforación por rotación tienen en general los mismos componentes, y se pueden dividir así:1. El mástil y la subestructura.2. El sistema de alimentación.3. El sistema de elevadores.4. El sistema de rotación.5. El sistema de circulación.6. El sistema de control de pozo.


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4. MASTIL Y SUBESTRUCTURALos taladros de plataforma permanecen ensamblados más o menos permanentemente, y las preparaciones para laperforación toman relativamente poco tiempo. En tierra el taladro, usualmente, debe ser armado cada vez que se vaa perforar nuevo un pozo. Este proceso es conocido como Rig up (montaje).

Primero la subestructura es traída y ensamblada sobre el contrapozo, la cual descansa directamente en la tierra. Lasubestructura soporta la Mástil o torre , la tubería que será usada para perforar el hueco y los malacates (drawworks), que son las máquinas usadas para levantar y bajar la sarta de perforación en el hueco. Algunas veces,dependiendo en el diseño, los motores para la energía de la maquinaria del taladro son también colocados en lasubestructura; posteriormente, con la subestructura ensamblada y con los malacates y motores en su lugar, elsiguiente paso es levantar la torre.

El mástil soporta todo el equipo de elevadores, y también tiene la importante función de proveer el espacio para

almacenar la tubería, lo que hace más fácil y rápidas las operaciones de viajes, ya que no toca desenroscar yenroscar todos los tubos sino que se hace por cada tres tubos y se encarrilan en la torre. La unión de tres tubos seconoce con el nombre de parada o stand.

5. SISTEMA DE PODER

Prácticamente todo rig usa máquinas de combustión interna de diesel como fuente primaria de poder, Dependiendode la capacidad del taladro un taladro puede tener de uno a cuatro motores, cada uno de los cuales pueden generarhasta 3000 caballos de fuerza.Los motores se encargan de mover le sistema de rotación, sistema de elevadores, sistema de circulación.

6. SISTEMA DE ELEVADORES.

El sistema de levantamiento está compuesto por el draworks (malacate), la torre o mástil, la corona, el bloqueviajero y un cable de alta resistencia (línea de perforación).

1. DESCRIPCION DEL EQUIPO.

Draworks. Es básicamente un winche grande. Este consiste en un tambor giratorio alrededor del cual el cable deperforación es enrollado o desenrollado.Un freno principal permite al perforador controlar el movimiento hacia abajo de la tubería sin necesidad de mantenerel poder en el drawork; también poseen un freno hidráulico, el cual ayuda a absorber el momento creado cuando sesaca o se mete.El taladro también cuenta con malacates hidráulicos de menor tamaño, los cuales son utilizados para tareasauxiliares.La línea de perforación esta hecho de cable que generalmente va desde 1” 1/8 a 1”1/2 de diámetro y estándiseñados para soportar grandes cargas. Durante el montaje el cable de perforación debe atravesar el sistema deelevadores. El primer paso es subir el cable de la línea de perforación tomando el final del cable del carreteproveedor y levantar el final hasta el tope de la torre, donde una enorme polea múltiple esta instalada. Este gran

juego de poleas es llamado el bloque de la corona. Las poleas son llamadas sheaves. El cable es además pasadoa travez de otro juego de poleas instaladas en el bloque viajero,Esta línea es una sola pieza, y pasa varias veces sobre las poleas del bloque viajero y de la corona, el efecto escomo si fueran varias líneas. El número de líneas (usualmente 8, 10, o 12) dependiendo de cuanto peso debe desoportar. El final de la línea que corre desde la corona hasta abajo del carretel proveedor es asegurado. Esta parte de la líneaes llamada la línea muerta, porque está asegurada en el lugar y no se mueve durante la operación normal.


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2. INTRODUCCION DE SENSORES.• PESO EN EL GANCHO (WOH).• DRAWORK.• KELLY Y HEAVE3. MEDICION DE PARAMETROS.• (WOH - WOB) WOH SENSOR.• Determinación del punto muerto.

4. MEDIDA DE LA PROFUNDIDAD.• POSICION DEL GANCHO.• VELOCIDAD DEL GANCHO.• POSICION DE LA BROCA.• PRFUNDIDAD (PROFUNDIDAD DE LA BROCA - PROFUNDIDAD TOTAL).• EN CUÑAS / ESTADO DE FUERA DE FONDO.• RATA DE PENETRACION..Rata de penetración real, para efectuar promedios: minutos por pie.Rata de penetración proyectada: pies por hora.


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7. EQUIPO DE ROTACION.

1. DESCRIPCION DEL EQUIPO.

El sistema más común de equipos de rotación, de arriba a abajo, consiste en un aparato conocido como swivel, unapieza corta de tubería llamada kelly, mesa rotária, tubería de perforación, y la broca. Los taladros más grandes ymodernos, sin embargo, están reemplazando gradualmente el sistema de kelly/mesa rotária con uno llamado “topdrive” el cual tiene ciertos beneficios en perforación.

SWIVEL.La swivel provee un sello presurizado rotante y una vía de paso para que el fluido de perforación sea bombeado

hacia el hueco por dentro de la tubería de perforación. La swivel tiene una manija grande, similar ala manija de unvalde pero más grande, la cual se adapta dentro del gancho en la parte baja del bloque viajero. La manguerarotante (kelly or rotating hose) está unida a un lado de la swivel por medio de un cuello de Ganso; es a través deesta manguera que el lodo entra a la swivel.

LA KELLY Y LA MESA ROTARIAInmediatamente debajo de la rotaria esta unida una pieza de tubería cuadrada o hexagonal llamada la kelly. La

kelly, como la swivel, es también una unidad por la cual pasa el lodo es bombeado en su camino al fondo.La razón por la cual la kelly tenga cuatro o seis lados es porque esto sirve como para transferir movimiento derotación a la sarta de perforación. La kelly ajusta dentro de una abertura cuadrada o hexagonal en un aparatollamado kelly bushing. El kelly bushing, a su vez, ajusta dentro de la parte central de la mesa rotaria llamada master bushing. Cuando el master buhsing rota transmite el movimiento a toda la sarta de perforación. La mesarotaria, es impulsada por un motor eléctrico.

En contraste con el sistema de Kelly, un Top Drive hace rotar la tubería por medio de un mecanismo que esta unidodirectamente al gancho. El Top drive reduce el tiempo gastado en conexiones, ya que una parada(3 tubos) puedeser perforada al tiempo en vez de tubo por tubo. Además, el uso del top drive reduce el chance de pega de tuberíapermitiendo al perforador rotar la tubería mientras se mueve arriba o abajo, lo que no puede ser hecho fácilmentecon un sistema de kelly.

TOP DRIVE (POWER SWIVEL)

EQUIPO DE MANEJO DE TUBERÍA El master bushing esta diseñado para aceptar diferentes tipos de cuñas. Un set de cuñas es un aparato en formacónica alineado con una serie de elementos fuertes en forma de diente, que cuando son colocados al rededor de latubería, la mantiene suspendida cuando la kelly o el top drive son desconectados.Durante un viaje, la kelly es guardada en un hueco localizado en la mesa de perforación, llamado el rathole. Hayotro hueco en la mesa rotaria llamado el ratón (mousehole) donde se guarda el siguiente tubo que debe seradicionada a la sarta de perforación. Elevadores: Son abrazaderas que se aseguran alrededor del tope de un tubo. Son usados durante viajes y lepermiten al perforador el levantar o bajar la tubería sin tener que conectar de tubería enroscando. Los elevadoresson cambiados de posición cuando kelly esta fija al bloque de viaje.Tenazas son unas llaves de tubo grandes usadas por el grupo de perforación para enroscar y desenroscar latubería. Se necesitan dos tenazas para hacer este trabajo.Winches operadas con aire, hay dos o tres en la mesa de perforación y son usados para levantar herramientas,tubos, personal, etc.Durante un viaje, el encuellador sube a la torre, y se para sobre una pequeña plataforma llamada la plataforma delmico monkeyboard, allí también se puede encarrilar toda la tubería en una plataforma que posee una serie debarras en forma de dedos.

2. SENSORES INTRODUCCION.

RPM.TORQUE (HIDRAULICO / ELECTRICO).


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8. EQUIPO DE CIRCULACION.

Debido a que hasta el más simple lodo de perforación base agua es muy caro, se mantiene circulando en un sistemacerrado para reutilizarlo tanto como sea posible.

1.EL EQUIPO.

PISCINASTanque de viaje (Trip Tank): usado para monitorear el correcto llenado del hueco durante la sacada de tubería o elcorrecto desplazamiento de la tubería durante la metida de tubería.Trampa de arena (Sand Trap): Es la primera piscina después de los shale shakers.Tanque intermedio.Piscina de succión: Conectadas directamente a las bombas de lodo.Piscina de mezcla: O tanque de la píldora.

BOMBAS.Dos o tres bombas de lodo grandes suministran la suficiente fuerza hidráulica para que el lodo sea circulado a través

del sistema. Hay bombas dúplex doble acción (dos cilindros) o triplex (tres cilindros). Se prefieren las bombastriplex por su alta eficiencia.

STAND PIPE / HOSE.

Las bombas toman el lodo de la piscina de succión y lo envían al standpipe por la línea de descarga al standpipe. Elstandpipe es un tubo de acero montado verticalmente a un lado de la torre. El lodo es bombeado hacia arriba delstandpipe hasta una manguera flexible, muy fuerte llamada rotary hose o kelly hose la cual esta conectada con laswivel. El lodo entra por la swivel y pasa a través de la kelly, el drill pipe y drill collars, luego sale a través de los jetsde la broca. Entonces el lodo hace una “U” retornando a través del anular, que es el espacio entre la tubería y lasparedes del hueco. La cantidad de tiempo que toma el lodo en regresar a la superficie se denomina lag time, yvaria con la profundidad del hueco y con el cambio de la rata de flujo.Finalmente el lodo sale del hueco por una tubería acerada llamada flow li ne, cae hacia los shale shakers que sonunos aparatos vibradores y con mallas que separan los cortes del lodo; el lodo regresa a las piscinas para continuarcon el ciclo.SWIVEL.KELLY.

2. CONTROL DE SOLIDOS.

Shale shakers. Como cualquier otro que alguna vez haya recolectado una muestra de corte sabe que, los shaleshakers separan los cortes perforados y otros sólidos gruesos. Los shale shakers consisten de una, dos o hasta trescapas de mallas de metal, montadas en un marco de acero sobre bloques aisladores de caucho. Un motor eléctricoimpulsa un eje excéntrico que hace vibrar todo el ensamblaje. La malla filtra los cortes grandes perforados y losderrumbes, mientras que el lodo, las arenas finas, sedimentos y sólidos dispersos pasan a un tanque de lodolocalizado debajo.

Los siguientes equipos se encargan de extraer los sólidos suspendidos en el lodo y que son muy finos para poderser eliminados en los shale shakers.Desilters. Desanders Limpiadores de lodo.(mud cleaners). Desanders, Desilters y Mud cleaners son aparatos

similares que usan el principio de hidrociclón para extraer sólidos del lodo.

Hidrociclone es un contenedor con forma de embudo, montado verticalmente con el terminado estrecho haciaabajo. El fluido entra de un lado, cerca del tope del embudo. La inyección lateral hace que el fluido baje en formaespiral, generando una fuerza centrífuga que empuja los sólidos hacia afuera de la corriente.

Centrífuga. Remueve los sólidos por fuerzas centrífugas, como los hidrociclones. En estos casos, una cámara defluido rotante a alta velocidad provee la fuerza necesaria. Las centrifugas remueven sólidos abajo de 4-5 micronesen tamaño; su principal uso es el de recobrar barita, o para reducir la viscosidad del lodo separando sólidosultrafinos o coloidales.


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Separador Lodo-Gas. Usualmente consiste en un trayecto de tubería de gran diámetro, que contiene deflectoresinternos en el trayecto de circulación del lodo y el gas. La degasificación toma lugar cuando el lodo fluye en capasdelgadas sobre los deflectores. El separador es instalado verticalmente; la solución lodo-gas entra cerca del tope y ellodo degasificado sale por el fondo. El descargue del lodo se hace por un sifón adecuado, para permitir que el lodo

fluya en la piscina del shaker mientras se mantiene un sello de fluido para prevenir que el gas salga con el lodo. Elgas recobrado circula a través de tuberías de gran diámetro en el tope del separador, y es llevado a una distanciasegura lejos del taladro para descarga o quema.

Degasificador al vacío. Vacuum degasser consiste en un contenedor de acero a presión instalado verticalmente ohorizontalmente, y adecuado con deflectores internos, como también un separador de lodo-gas. Una bomba al vacíoque es instalada en el exterior mantiene una presión negativa en el contenedor, para promover ladegasificación cuando el lodo pasa a través de los deflectores, en capas delgadas. Un motor hidráulico saca el lodoa través del fondo del descargador del desgasificador, a pesar de la presión interna negativa.

Un degasificador centrifugo consiste en una bomba sumergida instalada dentro de una de las piscinas de lodo. Labomba agita la solución de lodo-gas dentro de una tubería más alta que descarga contra un disco de un tanqueatomizador circular pequeño. Cuando el lodo golpea el disco el gas es separado, mientras que el lodo fluye abajopara descargarse a través de una piscina de lodos adyacente

Agitadores y Pistolas de lodo. Usados para mantener el lodo bien mezclado en las piscinas.Mezclador Hopper. Es simplemente un aparato, con forma de embudo grande usado cuando se adicionan sólidoscomo arcilla y barita al lodo.

3. SENSORES ASOCIADOS.

NIVELES DE PISCINAGOLPES DE BOMBA SPM.PRESION SPP.

9.REOLOGIA, MODELOS HIDRAULICOS, TIPOS DE LODOS.

REOLOGIA:

MODELOS HIDRAULICOS.

TIPOS DE LODOS.

EQUIPO DE CONTROL DE POZO (WELLHEAD EQUIPMENT).

1.DESCRIPCION.

El equipo de superficie para el control de pozo (FIG 1) consiste de los siguientes componentes principalmente:

1. Preventora de reventones: (preventoras, BOP´S) usualmente montada en un conjunto que incluye laspreventoras del anular y tipo ram, para cerrar el pozo en contra de la presión.

2. Drilling Spool: es un accesorio para unir el choke de alta presión y la línea de matar el pozo, para la circulacióncon las BOP’s cerradas.

3. Cabeza del casing, (Casing Head). soldado al primer tubo del revestimiento corrido en el hueco, para proveerapoyo y un sello de presión para el conjunto de BOP y los futuros revestimientos.

4. Válvulas Múltiples (Choke Manifol): para controlar el flujo de los fluidos producidos y enrutarlos al separador,quemador, piscina o tanque almacenador.

5. Válvula flotadora y/o Preventora interior de reventones (Kelly Cock, Float Valve, Inside Blowou t


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Preventor), , para prevenir el regreso del flujo a través de la sarta de perforación.

El equipo de control de pozos para un pozo dado debe ser capaz de manejar confiablemente las máximas presionesde superficie que pueden concebiblemente ocurrir durante la perforación del pozo. Muchos taladros mantienenvarios juegos de equipos para el control de pozos de diferentes tamaños y rangos de presión. El rango de presión

más alto anunciado por los fabricantes de equipos de control de pozos es 20000 psi ( aprox 1379 bares), Los pozosde Alta presión, Alta temperatura (HPHT) (notorios en el Mar del Norte) ahora solicitan rutinariamente equipos decontrol de pozo del rango de las 15000 psi (aprox. 1034 bares).

Arreglo del conjunto de las BOP.

El típico conjunto de BOP (Fig 2), del tope al fondo, consiste de:

* El acople de la campana y la línea de flujo, para el retorno del lodo durante una circulación normal.* Una preventora del anular.* Uno o más juegos de preventoras de tipo-ram.* Drilling Spool* Un juego adicional de preventoras tipo-ram.* La cabeza del revestimiento.El drilling spool incluye dos adaptadores para lineas de alta presión de circulación.

*La línea para matar (Kill line), usada para bombear lodo dentro del anular, evitando el uso de la Kelly y de la sartade perforación.* La línea de choke (algunas veces llamada líneas de desvío o línea de flujo), para dar una salida de los fluidoscuando el pozo esta cerrado.

Preventoras del Anular (Annular preventers)

Excepto para algunas perforaciones superficiales, todas las fases de perforación usan juegos múltiples depreventoras de reventón, arregladas en línea. Usualmente la BOP superior en la línea es una preventora anular (otipo bolsa).Una preventora anular (Fig. 3) consiste de un anillo, o empaque, de caucho sintético metido entre los elementos decompresión superiores e inferiores de acero. Para operar la preventora, el operador de BOP aplica una presiónhidráulica a un pistón que comprime el empaque de caucho. La compresión aprieta el empaque contra la pared delhueco del pozo. Si la tubería esta dentro del hueco, el empaque toma la forma de la tubería y sella el anular.Algunas preventoras de anular pueden sellar un hueco abierto si es necesario.


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Arreg lo típico de las Preventoras.

Los fabricantes de BOP clasifican las preventoras anulares por su presión de trabajo, la máxima presión para unaoperación confiable a largo termino. Las presiones de operación para las preventoras anulares incluyen 2000,5000 y

10000 psi (Aprox, 138, 345 y 689 bares).Las preventoras anulares son mecanismos multipropósito de cierre porqueestos cerraran todo tipo de formas y tamaños de herramientas de perforación.

Preventoras ram

Las preventoras ram consisten de dos empaques de caucho montados opuestamente cada uno en rams hidráulicas(Fig 4-3b). La configuración exacta de los empaques depende de la aplicación deseada para las rams.Las rams de las tuberías usan elementos de empaques con cortes semicirculares que encajan con el diámetroexterno de una tubería de perforación específica en uso. Si las condiciones de perforación requieren un cambio enel tamaño de la tubería de perforación, el grupo de perforación debe instalar pipe rams que encajen en la tuberíanueva. Si la sarta de perforación requiere más de un diámetro de tubería, la línea BOP debe tener más de un juegode pipe rams.

Blind rams (rams ciegas) contiene unos elementos de empaque que se asientan firmemente uno contra el otrocuando se cierran, sellando el pozo. El operador de BOP usa las Blind rams para cerrar el pozo únicamente cuando

no hay tubería en el hueco.

El sistema de cierre hidráulico es lo suficientemente poderoso que las blind rams pueden aplastar la tubería. Cerrarlas blind rams sobre la tubería de perforación dañara los elementos de empaque, estropeando el sello de presión.

Shear rams, (rams de corte) no son usadas en todas líneas de BOP, usa unos elementos de empaque que tienenunas cuchillas de acero que pueden cortar la tubería de perforación cuando las rams se cierren. Al cortar la tuberíala sarta de perforación cae dentro del hueco. Esto complica el control de pozo, ya que no es posible circular, y losresultados son un trabajo posterior de pesca o el abandono del hueco. Shear rams son equipos de ultimo recurso,usadas únicamente en casos de emergencia extrema.

Las preventoras de tipo-ram , aunque están limitadas a condiciones especificas del hueco del pozo, trabajan bajopresiones más altas que las preventoras anulares más versátiles. Las presiones de trabajo para las preventoras tipo-ram incluyen:* 2000 psi (aprox.138 bares)* 5000 psi (aprox. 345 bares)* 10000 psi (aprox. 689 bares)* 15000 psi (aprox.1034 bares)

El arreglo preciso de las rams y de los drilling spool depende en la practica preferida de la compañía petroleraoperadora. Si la estructura únicamente contiene dos juegos de rams, la mayoría de las compañías escogen un juegode pipe rams y otro juego de blind rams. Con tres juegos de rams en la estructura, la compañía operadora puedeescoger un juego de shear rams o un juego extra de pipe rams. Algunas líneas (especialmente para aplicacionessubmarinas o de presión muy altas) contienen cuatro o más juegos de rams.

Compañías operadoras en practica pueden requerir uno o más juegos de rams por debajo del drilling spool, orequerir que todas las rams estén encima del drilling spool. No existen arreglos perfectos. Si el drilling spool esta alfondo de la estructura, una fuga en el spool o línea de choke resultará en una perdida del control del pozo. Si lasrams están debajo del drilling spool, el cierre de las rams previene la circulación atraves del choke y las líneas de

matar el pozo.La cabeza del casing soporta toda la estructura e incluye accesorios para colgar otros revestimientos dentro deesta. La cabeza del revestimiento también incluye conexiones para sensores de presión que monitorean el anular decada revestimiento en el hueco. Ocasionalmente, un trabajo de cementación de calidad pobre puede permitir quepresiones de abajo del hueco alcancen a la cabeza del revestimiento. La comunicación de la presión detrás delrevestimiento requiere un control de pozo secundario, tal como un kick en el hueco abierto.


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Componentes de las Preventoras

Los ingenieros TDC/ALS deben consultar el plan del pozo para aprender el arreglo de las BOP en cada cambio defase de perforación.

Sistema de Contro l de BOP.

Los sistemas hidráulicos proveen las fuerzas de cierre para ambos BOP anular y tipo-ram. El sistema cierrehidráulico de BOP en un taladro dado debe proveer un cierre completo en veinte segundos.

La mayoría de las BOP también incluyen aparatos manuales para el cierre de las BOP, si el sistema hidráulico falla.Una característica en el diseño de preventivas del anular es una válvula que usa la presión del hueco del pozo paraayudar a mantener el cierre, una vez que el empaque de caucho contacta la sarta de perforación.

El sistema de cierre hidráulico estándar para BOP usa un banco acumulador de fluidos de alta-presión que operabajo un principio que fue desarrollado en un comienzo para un control de sistemas de aeronaves. El bancoacumulador consiste en una serie de botellas llenadas parcialmente con fluido hidráulico (1/8 a ½). Un “colchón” denitrógeno presurizado ocupa el espacio sobrante en cada botella.

Una pequeña bomba fijada al sistema mantiene la presión del fluido Hidráulico a un valor preseleccionado. Lamayoría de acumuladores trabajan con presiones de 1000, 2000 o 3000 Psi. Presiones más altas de trabajorequieren volúmenes más altos de fluido hidráulico. Bajo presiones incrementadas, el “cojín” de nitrógeno en cadabotella acumuladora se contrae para incrementar el volumen disponible para el fluido hidráulico.

El sistema de acumuladores debe proveer un fluido con alta presión suficiente para cerrar todas las preventoras enlínea por lo menos una vez sin recargar. Un sistema de regulación de presión permite al operador de BOP el variar lapresión de cierre de las preventoras. Esto es importante para las operaciones que requieren el desmonte de latubería bajo presiones.

El perforador opera las BOP a través de un control en una consola instalado en el piso de perforación. Porseguridad, el banco de acumulación, montado a una distancia segura de la cabeza de revestimiento, incluye unsegundo juego de controles de BOP para operaciones a distancia. Muchos taladros tienen un segundo acumuladorde emergencia conectado a una fuente de poder separada

El sistema hidráulico usualmente opera el choke y las válvulas de la línea para matar el pozo. Las válvulas puedenser de carga de resorte (válvulas de seguridad), que cierran automáticamente si el sistema hidráulico falla.

VALVULAS MULTIPLES. (CHOKE MANIFOLD).

Durante un Kick, el propósito principal del chocke manifol es el controlar el flujo o fluido del anular, y proveer una rutapara reutilizacion, almacenamiento o disposición del fluido. Un típico choke manifold (Fig 6) consiste en una serie deválvulas y líneas de alta presión interconectadas. Todas las partes del manifold deben tener una máxima presión detrabajo igual a la presión más alta de un componente de la Bop y resistir la vibración extrema de un fluido a altapresión. Un flujo de alta presión del pozo puede contener grandes cantidades de arena u otro material abrasivo.Todos los sellos deben ser resistentes a la erosión y las líneas deben de ser tan rectas como sea posible.

El ejemplo del manifold en la Figura 6 incluye:

* Una válvula de salida hidráulica operada para el cierre positivo. * Tres chokes ajustables (válvulas de avertura-variable)* Varias válvulas manuales.

Desde el manifold, salen líneas de alta-presión a los separadores de lodo-gas, piscinas de lodo o tanquesretenedores, y una línea de desviación o quemador.


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Válvulas Múltiples.

La válvula de salida de la BOP y por lo menos uno de los chokes operados hidráulicamente desde los controles en

la consola del choke (Fig.7), aparte de la consola de BOP. La consola de choke incluye medidores análogos para lapresión de la sarta de perforación y la de revestimiento, que en teoría son más exactas que las medidas de presiónen la consola del perforador. Durante un kick los valores “oficiales” de presión usados para los cálculos de kickvienen de las lecturas en las medidas de la consola del choke. El operador del choke (usualmente el tool pusher o elrepresentante del Cliente) manipula el choke basado en las lecturas medidas en la consola del choke.

Por lo menos un choke ajustable es operado manualmente. Los chokes ajustables permiten un control preciso delpromedio en la velocidad del flujo de retorno y la presión de retorno, para mantener la presión constante en el fondodel hueco durante la circulación de un kick.

Kelly Cocks, Válvulas Flotadoras y BOP’s internas.

La BOP y las válvulas múltiples solamente pueden controlar el flujo del anular cuando la sarta de perforación esta en

el hueco. Kelly cocks, válvulas flotadoras y el interior de las BOP’s (Fig.8 a-c) cierran el flujo de la sarta deperforación cuando es necesario.

Una kelly cock consiste en una válvula de bola de cierre manual. Una la práctica de perforación estándar es usar doskelly cocks durante todo el tiempo de la perforación. La kelly cock superior (con roscas de mano-izqierda) se instalaentre el tope de la kelly y el swivel. La kelly cock inferior (con roscas de mano-derecha) se instala entre el tope de lakelly y el kelly saver o tope de la sarta de perforación. Si un kick ocurre, el perforador intentara levantar la kelly losuficiente para permitir un cierre manual de la kelly cock inferior. Si la sarta de perforación esta pegada con la kellyabajo cuando el kick ocurre (como algunas veces sucede) el hombre del piso cerrara el kelly cock superior.

Una válvula flotadora es simplemente una válvula tipo-hoja o resorte cargada en un sentido instalada en el BHAcerca de la broca. La circulación adelante mantiene la válvula abierta. Presiones inversas que entren en la sarta deperforación instantáneamente cierran la válvula.

El grupo de perforación mantiene un BOP interno en el piso de perforación por si un kick sucede durante un viaje. ElBOP interno (o válvula flotadora) contiene una válvula de bloqueo en un sentido. La válvula se cierra con la presióndel hueco del pozo pero permite circulación desde superficie.

Diversoras.

Los bolsillos de gas superficiales pueden ser un peligro mayor durante la perforación, especialmente en plataforma.El gas puede descargar rápidamente el lodo del hueco, resultando en un reventón. Cerrar una BOP con un gas desuperficie no es una práctica segura. Los asientos de revestimiento en superficie tienden a ser débiles, y el cierresobre un flujo de gas fuerte puede fácilmente romper el zapato del casing. En algunos casos, el rompimiento delzapato puede producir fracturas que llegan a la superficie (o al lecho marino cuando es plataforma). Elfracturamiento resulta en una perdida total del control de pozo.


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Arreglo Esquemático de un Sistema de Di versoras.

Los sistemas de diversoras permiten un volumen alto de flujo con un incremento mínimo en la presión anular, y un

flujo directo de gas lejos del taladro. Las diversoras no cierran el pozo, porque el cerrarlo puede causar una presiónde regreso lo suficientemente fuerte para producir fisuras exteriores del revestimiento de superficie.

Una diversora es menos compleja de instalar que un sistema de BOP , ahorrando tiempo del taladro y gastos.Desafortunadamente, las diversoras son aparatos muy pocos confiables.

Una típico diversora (Fig. 8) consiste en una BOP anular y una línea de acero de gran diámetro, llevada (en dosdirecciones) a una distancia segura lejos de la cabeza del pozo. La línea de desviación I.D. debe de ser de docepulgadas (cerca de 30 cm.) o mas grande, para controlar las altas ratas de flujo de un kick típico de gas desuperficie.

Las válvulas hidráulicas u operadas con aire se abren para permitir flujo a las líneas de desviación. Las BOP de tipoanular, montada en la cabeza del pozo encima de las líneas diversoras, cierran alrededor de la tubería deperforación para dirigir el flujo a las lineas de desviacion. Usualmente, los controles de las diversoras se cruzan porlo tanto al cerrar la preventora anular automáticamente se abre la válvula de la línea de las diversoras.

Las diversoras tienen un alto promedio de falla en su uso actual. Las fallas en las diversoras ocurren debido a:

* Erosión de los componentes por materiales abrasivos soportados por el flujo de gas* Bloqueo de la línea diversora por el mismo material* Presión de regreso excesiva debido a un tamaño inferior en la línea diversora para la cantidad de flujo* Inhabilidad para cerrar el hueco del pozo cuando la tubería esta afuera del pozo* Fallas en el sistema de control* Baja calidad de los materiales usados en la construcción del diversor

Equipo para el Control de Pozos en la Sarta de Perforación

En aguas profundas en plataforma, la mejor práctica parece ser el perforar la superficie del hueco sin un elevadormarino. El alto promedio de fallas para los sistemas de diversoras indica la importancia del control primario del pozo.

Separadores de lodo-gas y Degasificadores.

El equipo para retirar el gas del lodo es una parte esencial en el control del pozo y los sistemas de circulación, quepermite recuperar el gas que contamina el lodo. Sin el equipo de degasificación, gases producidos o perforadospueden permanecer en solución en el sistema de circulación. El crecimiento gradual de los gases disueltos reducela densidad del lodo de perforación, por lo cual reduce la presión hidrostática y posiblemente permite mas gas entreen la corriente del lodo. El degasificador es especialmente importante cuando se perforan huecos de díametrogrande con altas ratas de penetración.

Los equipos de degasificación consisten de dos tipos básicos:

1. Separadores de lodo-gas (pocas o ninguna parte móvil)

2. Degasificadores centrífugos o al vacío (usa ayudas mecánicas para incrementar la eficiencia de degasificación)

2. SENSORES.

WHP / CUP

3. PARAMETROS


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SIDPP / SICP

11. KICK ( PATADA DE POZO ).CAUSAS DEL KICK.

DETECCION DEL KICK.

PASOS EN EL CONTROL DEL POZO.

METODOS DE CONTROL DE POZO.

CASOS ESPECIALES EN CONTROL DE POZOS.

DATOS MINIMOS PARA EL CALCULO DEL KICK CONTROL.

1.KICK DEPTH ft2.KICK DEPTH TVD ft3.MW IN ppg4. SIDPP psi: Shut in drill pipe pressure. Corresponde a la lectura del stand pipe una vez se cierre el pozo, con estedato calculamos el peso del lodo necesario para matar el pozo.5. SICP psi: Shut in casing pressure. Se lee en el choke manifold. Su monitoreo se realiza conjuntamente con elSIDPP. Este dato de la presión en el anular sirve para identificar el tipo de fluido que entró en el hueco.6. YIELD POINT El dato del yield point se utiliza para calcular un factor de seguridad por encima del peso del lodoestimado para matar el pozo, esto para contrarrestar las presiones de swabeo durante los viajes y las conexiones.7.HOLE DIAMETER inches8.PIPE DIAMETER inches

FORMULAS BASICAS.

1. FORMATION PRESSURE (psi) = (0.052 * MW IN * KICK TVD) + SIDPP

2. MW TO KILL ppg SIDPP

KICK TVD MW IN . . ( )

. * . ..= +

0052

3. SAFETY MARGIN psi YIELD POINT

HOLE DIAM PIPE DIAM KICK TVD. ( )

. .

( . . ). .=

× − × ×

60052

4. MW TO CIRCULATE ppg SAFETY MARGIN

KICK TVD MW TO KILL. . ( )

.

. . .. .=

× +

0052


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12. SENSORES TEORIA / PRACTICA.

FAMILIAS DE SENSORES.

TURCK RELAY AND ZENER BARRIERS, PROPOSITO.

WOH.

MALACATES. (DRAWWORKS).

TORQUE ( HIDRAULICO / ELECTRICO).

BOMBAS Y RPM (PUMPS AND RPM).

PRESION. (PRESSURE) (SPP - WHP - CUP).INSTALACION DE LOS SENSORES.

DSM IN / OUT.

TEMPERATURA IN / OUT.

CONDUCTIVIDAD.

H2S.

13. LA BROCA Y LA SARTA DE PERFORACION.

LA SARTA DE PERFORACIÓN

Desde el tope del hueco, la sarta de perforación (Fig.1) consiste de:

* Tubería de perforación* Un (BHA) ensamblaje del fondo del hueco* Una broca

El diseño de la sarta de perforación es producto del plan del pozo. La compañía operadora especifica el tamaño y laresistencia de la tubería de perforación que va ha ser usada, pero el tipo de formación que esta siendo perforada yotros factores determinan el tamaño y la composición del BHA.

La longitud de un tubo de perforación es aproximadamente 30 pies y es llamado junta o tubo. La tubería deperforación esta hecha para ser reutilizada, y es considerada parte del equipo del taladro. Una sarta de perforacióntípica puede perforar cerca de 120000 m (aprox. 400000 ft) antes de su desgaste.

Cada extremo de cada joint tiene rosca. Un extremo tiene roscas internas (la caja), y el otro extremo tiene rosca enel exterior (el ‘pin’). Cuando la tubería esta montada (unida), el pin es colocado dentro de la caja y la conexión esapretada.

Estos extremos de rosca son llamados tool joints. Tool joints en las tuberías de perforación son usualmentesoldadas sobre el exterior del cuerpo del tubo de perforación por un fabricante que luego corta las roscas con lasespecificaciones de la industria.

Para la resistencia, los tool joints usualmente son más grandes que el cuerpo del tubo, y tienen paredes másgruesas. El cambio en el diámetro entre el cuerpo del tubo y el tool joint es llamado upset. Los tubos de perforación


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Componentes básicos de la sarta de perforación

Los drill collars no tienen tool joint ya que sus paredes son tan gruesas que no son necesarios, y como los dril pipe,también tienen una caja y un pin. Los drill collars tienen con frecuencia cortes de ranuras en espiral sobre estos, unaestrategia que ayuda a reducir el chance de que estos se empiecen a pegar (Pega difencial) contra los lados delhueco. Otros tienen unas secciones cruzadas cuadradas, para el mismo propósito.

Los heavyweight son usados como una transición entre los drill collars y el drill pipe, tienen la misma función quelos drill collars en el BHA . Los heavyweight tienen unas paredes más gruesas que los drill pipe, para adicionar pesoa esta. Unas características especiales incluyen un tercero o upset central en la mitad del cuerpo de la tubería. Y unHardfacing (cubierta dura), una capa de material protector en la superficie de los tool joints.

Los estabilizadores soportan el BHA contra las paredes del hueco, ya que debido a las condiciones del hueco y lafísica de perforación, los huecos tienden a desviarse de la vertical. Dependiendo en donde están localizados en el

BHA, los estabilizadores pueden reducir o ampliar esta tendencia cuando se necesite.Los bits subs y los crossovers son tubos cortos usados para adaptar las roscas de un tubo de perforación a otro.

La sarta rota en el sentido del reloj durante la perforación, por lo tanto todas las roscas de los tubos están dispuestasde forma que puedan ser apretadas en esta dirección.

Algunas veces (usualmente durante las operaciones de perforación direccional) los motores de fondo del hueco o lasturbinas rotan la broca, en vez de la mesa rotería. Los motores y las turbinas obtienen su fuerza de la circulación dellodo de perforación.

BROCAS.

Las brocas tienen cientos de variaciones. El diseño de brocas ha tomado años de investigación, y diseños nuevosaparecen constantemente a medida que la tecnología mejora.

Las brocas son fabricadas en diferentes tamaños, con el diámetro (gauge) mínimo del tamaño del hueco que seaasumido para cada fase de perforación. El diámetro del hueco actual medido después de la perforación seráusualmente más grande que el tamaño de la broca, debido al derrumbe y a la erosión por el fluido.

Brocas Roller-cone (roca) tienen dos o tres conos giratorios montados que giran libremente a medida que la brocarota. Los fabricantes de brocas sacan dientes de los conos o insertan botones de carburo de tugsteno muy duro enlos conos (brocas de insertos). Los dientes son los responsables del corte actual de la formación a medida que labroca rota. Fig 1 y Fig 2 ilustran las brocas típicas de dientes e insertadas.

Todas las brocas tienen ranuras a través de estas para permitir que el fluido de perforación salga. Las brocas areacción (jet bits) tienen boquillas que dirigen las corrientes del fluido a alta velocidad a los lados y al fondo de cadacono, así los cortes de la roca son barridos hacia afuera a medida que la broca perfora.

Las brocas de diamante no tienen conos, ni tienen dientes. En cambio, docenas de diamantes industriales sonencajados en el fondo y a los lados de la broca. Las brocas de diamante son usadas para perforar eficientementeformaciones duras. El peso en la broca sobre los cortadores de diamante es suficiente para triturar la roca; los cortesluego son barridos por el lodo.

Una variación del tipo de brocas de diamante es la broca de diamante policristalino compacto (PDC). La superficiede corte de la broca esta hecha de una serie de discos (compactos) que contienen muchos diamantes pequeñosencajados en una matriz resistente. Las brocas PDC cortan la roca en capas; están destinadas principalmente paraformaciones blandas y plásticas. Figuras 3 y4 ilustran brocas de diamante típicas.


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Las brocas de corazonamiento usualmente usan la tecnología de las brocas de diamante. La broca tiene unaabertura circular para admitir el corazón. Las brocas de corazón son usadas con un barril corazonador (core barrel)que tienen una sección interna, no rotante. La barrena interna permite que la sarta y la broca roten mientras que elcorazón permanece quieto.

Algunas operaciones de perforación requieren que el hueco sea perforado a cierto diámetro (hueco piloto), luegoensanchado durante una posterior corrida de broca. Los perforadores usan ensanchadores de huecos yunderreamers y roller reamers (Fig.5) para estas operaciones.

Un ensanchador de hueco tiene un diámetro fijo y puede ser corrido únicamente cuando el diámetro interno delrevestimiento es lo suficiente grande que permita su paso. Los underreamers son corridos cuando hay una secciónde paso restringido en el hueco, o cuando una cámara de diámetro más grande debe ser cortada en un huecoexistente. Los conos de un underreaming están montados en brazos movibles que se extienden bajo la presión decirculación del fluido de perforación.


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Figura 2 Broca de Roca tricónica Diente - Acero


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Figura 3 Broca con Carburo Insertado

Fig 4. Broca de Perforación con Diamante.

Toothed Rock Bit Insert Bit


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Fig. 6 Ensanchadores de Huecos y Underreamers

MANUAL DEL INGENIERO.

FACTOR DE BOYANZA.

[ ] [ ] BUOYANCY MW ppg= − ×1 0 015. ( )


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14. EXPLICACION DE VI AJE.

DESPLAZAMIENTO DE TUBERÍA..

CAPACIDAD DE LA TUBERÍA.

FUNCION DEL TANQUE DE VIAJE..

SOBRE TENSION / ARRASTRE. (OVERPULL / DRAG).

El overpull es el peso registrado por encima del normal de la sarta debido a la tensión ejercida hacia arriba.El drag es la disminución del peso de la sarta por debajo del normal debido al arrastre ejercido por la sarta al serdesplazada hacia abajo.

VOLUMEN + / -

Funciona con la Suma 2. De la ALS.

FUNCION DE LA PILDORA..

La píldora balancea la columna de lodo para que al sacar la tubería esta no salga llena y halla poco derrame de lodoen superficie.

15. TIEMPO DE RETORNO. (LAG TIME).

PRUEBA DE CARBURO. (CARBIDE TEST), RICE TEST.

CORRECCION DEL TIEMPO DE RETORNO (LAG TIME CORRECTION).

16. HIDRAULICA BASICA. CURSO DE MUD LOGGING.

FUNCIONES DEL SISTEMA HIDRAULICO:

1. Limpiar el hueco.2. Transportar los cortes a superficie.3. Refrigerar la broca.4. Lubricar.5. Ayuda a crear una torta que a su vez estabiliza el hueco y lo impermeabiliza.6. Soportar las paredes del pozo7. Crea una columna hidrostática.8. Ayuda a monitorear la perforación, flujo entrando, flujo saliendo, presión de bomba.

9. Ayuda a perforar por impacto hidráulico.Todo esto ocurre cuando el sistema hidráulico se diseña dentro de un balance que incluye:Propiedades del lodo.Geometría del pozo.Tamaño de boquillas o área total de flujo.Flujo entrando (galonaje).Presión de bomba.Régimen de flujo laminar en el anular.


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CONCEPTO DE LAG TIME:

El lag time o tiempo de retorno de las muestras es el tiempo necesario para que la muestra perforada suba desde labroca a la superficie.Este lag time se puede expresar en minutos o golpes de bomba (strokes).

CALCULO DE UN VOLUMEN ANULAR:

Longitud = pies.Diámetros en pulgadas.Volumen anular en barriles.

( )Volumen Anular barriles Diametro externo Diametro erno Longitud . ( ) . . .int= × − ×0 0009714 2 2

CALCULO DEL RENDIMIENTO DE LAS BOMBAS:

Existen dos tipos de bombas: triplex y dúplex. En las primeras el desplazamiento de lodo se hace en un solo sentido,en las dúplex hay desplazamiento de lodo en ambos sentidos.

Liner = pulgadas.Longitud del golpe.(Stroke length) = pulgadas.Rendimiento. (Output) = galones / stroke.

( ) ( )TRIPLEX LINER STROKE LENGTH = × ×2

0 010206. .

D1 = pulgadas.D2 = pulgadas.Longitud (Length) = pulgadas.Rendimiento (Output) = barriles / stroke.

( ) DUPLEX D D Length= × − ×0 0001616 1 22 2.

CONCEPTO DEL ECD.

El ECD se refiere al peso del lodo equivalente generado por las perdidas de presión en el anular mientras se circula.

Este valor relaciona la presión del fondo del hueco mientras se esta circulando a una densidad del lodo. La presiónen el fondo durante la circulación es la suma de la presión estática de la columna de lodo en la sarta de perforaciónmás las perdidas de presión en el anular, y es por lo tanto mayor que la presión hidrostática.

El ECD es el peso del lodo que puede ser requerido para la ecuación de presión circulante bajo condicionesestáticas.

ECD MW Annular losses ppg= + . ( )

Psi = ppg x 0.052 x depth (ft).

1 gr/cc = 8.33 ppg = 0.433 psi/ft.

La siguiente es una ecuación muy aproximada, absolutamente empírica para el cálculo del ECD, su uso se debehacer con extremada cautela:

[ ] ECD MW

YIELD POINT

Dhole Dpipe= +

× −

. .

.117


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La presión hidrostática es igual (psi) = MW x 0.052 x depth (ft).La presión de circulación es igual (psi) = ECD x 0.052 x depth (ft).

DISTRIBUCION DE LAS PERDIDAS DE PRESION A TRAVES DE TODO EL SISTEMA DECIRCULACION:

1. PERDIDAS EN EL EQUIPO DE SUPERFICIE.

La siguiente es una ecuación muy aproximada, absolutamente empírica, para la perdida de presión en superficie ( enpsi).

Perdida en erficie MW Vis idad flow rate gpm

. .supcos . ( )

= × ×

10000

2. PERDIDAS DENTRO DE LA SARTA DE PERFORACION.

Para hacer un cálculo rápido de la hidráulica se obtienen por diferencia.

3. PERDIDAS EN LA BROCA.

La siguiente es la ecuación para calcular la perdida de presión en broca en psi:

Bit loss mw gpm

TFAc.

.=

×

×

2

1131041667

TFAc = TFA x Jet.Efficiency,

[ ]TFA inch

j j j jn( )

...

.

2

2 2 2 21 2 3

13038=

+ + +

4. PERDIDAS EN EL ESPACIO ANULAR.

Se pueden estimar a partir del ECD.

[ ] [ ] ANN LOSS ECD TVD MW TVD. . .= × × − × ×0 052 0 052

NOTA : NO SE CONTEMPLAN PERDIDAS EN EQUIPOS TALES COMO MWD, TURBINAS, CORE BARREL,ETC.

OTROS CALCULOS IMPORTANTES DE LA HIDRAULICA EN BROCA:

1. CABALLAJE HIDRAULICO EN BROCA (hhp):

HHP BIT BIT LOSS gpm

..

= ×

1714

2. CABALLAJE POR PULGADA CUADRADA EN BROCA (BHSI):


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BHSI HHP BIT

BITSIZE inch=

×. .

( )

127322

3. FUERZA DE IMPACTO EN BROCA (LBSF):

IF MW BIT LOSS gpm= × × ×. .0 01731

4. VELOCIDAD EN BOQUILLAS (FT/SEC):

JET VEL IF

gpm MW . =

×

×

1932

PRINCIPALES PROPIEDADES DEL LODO DE PERFORACION:

1. LA DENSIDAD O PESO DEL LODO.

2. LA VISCOSIDAD de embudo o Funel Viscosity es una manera muy simple para detectar cambios en la reología.Esta prueba se hace simultáneamente con la densidad, regularmente cada hora. La viscosidad en embudo esfunción del contenido de sólidos y de la naturaleza de la base del fluido lo mismo que de los aditivos usados en ellodo o sea que es un dato instantáneo de la viscosidad y nos puede dar una idea de las propiedades reológicas delfluido.

La viscosidad funel se mide en segundos, los segundos requeridos para que un volumen standard de fluido pase porun embudo.

3. LA REOLOGIA.

VISCOSIDAD PLASTICA. Indicativa de la concentración, forma y tamaño de los sólidos en el fluido. Centipoises. PV

= 600 -300.

YIEL POINT. Es indicativo del grado de dispersión o atracción de las partículas en el fluido de perforación. Lb / 100 ft^2.YP = 300 - PV.

YIELD STRESS. Suspensión dinámica, controla el tamaño de los cortes que el lodo puede suspender. Lb / 100 ft ^2.YS = (2 x 3) - 6

4. LOS GELES.

GEL 10 SEGUNDOS.GEL 10 MINUTOS.GEL 30 MINUTOS.

5. LA TORTA.

6. EL FILTRADO.

SENSORES QUE INTERVIENEN EN EL SISTEMA HIDRAULICO:

1. SENSORES DE BOMBAS.2. SENSOR DE PRESION.3. SENSOR DE FLUJO SALIENDO.


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4. SENSORES DE NIVELES DE PISCINAS.5. SENSOR DE DENSIDAD.6. SENSOR DE CONDUCTIVIDAD.7. SENSOR DE TEMPERATURA.

OTRAS ECUACIONES:

DIAMETRO PROMEDIO DEL HUECO ABIERTO. (AVERAGE OPEN HOLE DIAMETER).

Bit = inches.Rendimiento.(Output) = bbls / stk.Longitud (Length) = ft.AOH = inches.

AOH BIT DELTAstks OUTPUT

LENGTH = +

×

×2

0 0009714.

CONCEPTO DE FLUJO LAMINAR Y FLUJO TURBULENTO:• VELOCIDAD CRITICA: (modelo de Bingham).

Antes de usar la formula convierta ppg a gr/cc.

El resultado da en metros por minuto, multiplíquelo por 3.28 para obtener pies por minuto.

( ) ( )Vc

Do Di mwPV PV YP Do Di mw=

− × × + + × × − ×⎡

⎣⎢⎤⎦⎥

30440052

2..

Si la velocidad anular es menor que la velocidad critica tenemos flujo laminar, de lo contrario se tiene flujo turbulento.

Se da la formula de bingham por ser el modelo que presenta las ecuaciones más sencillas.

• VELOCIDAD ANULAR:

Va Q gpm

Dh Dp ft =

×

− =

( ) ./ min

24 512 2

17 EQUIPO DE DETECCION DE GAS.

LINEA DE GAS(GAS LINE). INSTALACION Y MANTENIMIENTO.

CLORURO DE CALCIO,PRUEBA DE LINEA DE GAS ( TEST GAS LINE).

ESTANDAR GZ1 DEGASIFICADOR.

GZG DEGASIFICADOR (DESGASIFICADOR DEL GASLOGGER.)

COMPARACION GZ1 / GZG DEGASSER.

El GZ1 no tiene una relación constante de lodo / gas. El volumen de lodo que pasa por el GZ1 depende del nivel en


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el “sobre” y este es directamente proporcional a la rata de flujo.

GAS DETECTION SYSTEM.(TCD, FID).

TCD: Detector de conductividad térmico (Thermal conductivity detector).

FID:Detector de ionización de llama. ( Flame ionization detector).

PRINCIPIO DE LA CROMATOGRAFIA.

Separación y cuantificación por diferencia en el peso molecular.

CHP - GDP.

PRINCIPIO DEL FID.

Quemar los gases por una llama de hidrógeno. Iones de carbono son creados por un campo electrostático, lacorriente de ionización será detectada y amplificada por un electrómetro.

HMETANO CH4 H.....C.....HH

La ionización rompe un enlace de hidrógeno con carbono.

HH.....C.....H + -

H y e están libres.

Los electrones serán detectados por el electrodo de medida debido al voltaje negativo del quemador.

La reacción es proporcional a los átomos de carbono.

La llama de hidrogeno tiene suficiente energía para romper solo un enlace de hidrógeno por cada átomo de carbono.

“TOTAL HYDROCARBON GAS” : Nuevo metano equivalente.

THG = (1*C1) + (2 * C2) + (3 * C3) + (4 * iC4) + (4 * nC4) + (5 * iC5) + (5 * nC5) + (n * Cn).

ARREGLO DEL FID.

ARREGLO DEL GASLOGGER.

18. GAS ( TEORIA ).

INTRODUCCION.

FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS.

TIPOS DE GASES.

INTERPRETACION POR EL METODO DEL TRIANGULO.

INTERPRETACION POR EL METODO DEL DIAGRAMA PIXLER.

WETNESS . BALANCE . CHARACTER. ( Exlog ).


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INTERPRETACION POR EL METODO DE CHIAPELLO. ( Total - Inter-Log ).

19. CORRIDAS DE REVESTIMIENTO. (CASING).

1. MONITOREO DE LA BAJADA DE UN REVESTIMIENTO.(CASING).

2. DISEÑO DEL CASING.

3. INFLUENCIA CUALITATIVA DE VARIAS OPERACIONES EN LOS ESFUERZOS DE UN CASINGPARCIALMENTE CEMENTADO.

4. API AND BUTTRESS CASING THREAD FORMS.

20.CEMENTACION.

1. DISEÑO DE LA CEMENTACION:

2. MONITOREO DE LA CEMENTACION.

3. TIPOS Y CLASES DE CEMENTO API.

4. EJEMPLO DE UNA CEMENTACION EN DOS ETAPAS.

21. LEAK OFF TEST.

22. PROCESO DE CORAZONAMIENTO..

El objetivo del corazonamiento es el traer a la superficie una columna de la formación perforada. Las operaciones decorazonamiento pueden consistir de:

• Toma de corazones individuales usando un barril corazonador convencional, requiere de un viaje completo pararecuperar la muestra.• Corazonamiento continuo usando torres de minería adaptada para huecos delgados (slim-hole); el corazón es

recobrado con cable, por lo tanto no es necesario un viaje completo.

Las operaciones de corazonamiento son costosas, y cada corazón tomado es un registro único de la formacióninterceptada. En las secciones de roca recuperada puede haber fluidos de la formación que son usualmenteretenidos en los espacios porales; si son protegidos de la meteorización, los fluidos recuperados pueden proveer unainformación valiosa del reservorio. Además, la mayoría de compañías petroleras requieren un envío fuera deltaladro inmediato de los corazones para realizar análisis geológicos y geoquímicos completos, por lo tanto esimperativo que los corazones sean cuidadosamente catalogados, sellados contra los efectos del clima y empacadospara el transporte.

Para Inter-Log, las tareas de procesamientos general de corazomamiento incluyen (Figura 1).


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1. Asistir en la recuperación del corazón del barril corazonador.2. Transportar las secciones de corazón a las areas de tratamiento.3. Examinar, adecuar y marcar las partes del corazón.4. Analizar y registrar la litología.

5. Sellar las partes del corazón y empacarlas para su transporte.

Una operación relacionada es el corazonamiento de pared (sidewall), la cual usa una herramienta de cable paratomar corazones miniatura, a diferentes intervalos, de la pared del hueco. El corazonamiento de pared es discutidoen la sección 8.

1. CUANDO TOMAR UN CORAZON CONVENCIONAL.

El plan geológico del pozo normalmente especifica los requerimientos de corazonamiento. El corazonamientoconvencional, debido a su costo, es una operación de contingencia en la mayoría de los pozos. Como una reglageneral, la decisión de corazonar es la responsabilidad del geólogo del pozo. Las compañías petroleras seleccionanlos puntos de corazonamiento:

• Durante la exploración - cuando la formación perforada muestra las características de un reservoriopotencial; o algunas veces cuando el control geológico se ha perdido.

• Durante el desarrollo - en el tope de una zona de reservorio esperada, para recobrar una muestrarepresentativa de la porosidad, permeabilidad y fluido contenido de la formación.

Algunos clientes de compañías toman corazones del fondo del hueco antes de abandonar el pozo.

2. OPERACIONES DE MUD LOGGING CUANDO SE CORAZONA.

Un especialista en corazonamiento puede o no estar en la locación para la operación. En la mayoría de los casos, elgeólogo de pozo o otros representantes del cliente requieren la asistencia del mud logger durante operaciones decorazonamiento. Durante el corazonamiento, los mud loggers:

• Recolectan las muestras circuladas como en cualquier otra operación de perforación.• Monitorea los parámetros de perforación para las señales de problemas en el fondo del pozo.

Mientras se corazona, el flujo de lodo es reducido de los niveles normales de perforación, por lo tanto el tiempo deretorno debe ser ajustado. La broca de corazonamiento corta secciones transversales reducidas de la formación, porlo tanto la cantidad de muestra recuperada por unidad de profundidad es más pequeña que la de perforaciónconvencional. Usualmente, solamente se recupera suficiente muestra para ser analizada al microscopio. El frecuenteuso de brocas de corazón con diamante y el remanente de cortes debido a la reducida eficiencia de la limpieza delhueco hacen que el promedio del tamaño de los cortes sea considerablemente más pequeño que los de perforaciónnormal, haciendo la interpretación visual más difícil.

Para reducir el chance de perdida o daño de corazones, se usa un reducido peso en la broca; al igual que una ratade flujo más baja, la rata de penetración será más baja que la de perforación normal. Al principio de la circulación, lapresión en el standpipe estará cerca del valor teórico para la broca y la sarta de perforación en uso. Cuando labarrena se empieza a llenar con el corazón, la presión se incrementara hasta un tercio, debido al área reducida deflujo a través del corazón. Monitorear el torque rotario cercanamente; un incremento repentino, estabilizado a unnivel promedio más alto, puede indicar un atascamiento interno del barril corazonador. Si el barril se empieza aatascar, no es posible recuperar más corazón.

Cuando el corazón es traído a superficie, se espera que los Mudloggers asistan en la colocada del corazón (corecatching ) en la mesa de perforación, transportarlo al área de procesamiento, hacer analisis iniciales y empacarlopara transporte.

3. EQUIPO REQUERIDO PARA EL PROCESAMIENTO DEL CORAZON.

Las necesidades del equipo varían dependiendo de:


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• Si el corazón se toma con un barril metálico convencional, o usando una cubierta de caucho, fibra de vidrio oaluminio.

• La complejidad de los análisis requeridos en el pozo.

Algunos clientes requieren únicamente un chequeo visual rápido de las condiciones del corazón antes deempacarse, mientras que otros pueden realizar un complejo juego de pruebas en un laboratorio del pozo.

Equipo mínimo requerido para el proceso convencional de corazones descubiertos:

1. Cajas de corazón de 1 metro o (3 pies) de longitud, madera (preferiblemente) o cajas de cartón.2. Bandejas de metal para el transporte de los segmentos de corazones del piso de perforación al área deprocesamiento ( en locaciones distantes, puede ser necesario el usar cajas de corazonamiento extras).3. Caja de luz UV con ensamblaje de luz desmontable.4. Trapos para limpiar el exceso de lodo en el corazón.5. Martillo de geología.6. Papel de aluminio para envolver las secciones del corazón.7. Cera de parafina o plástico de punto bajo de ablandamiento para el sellado del papel de aluminio de las seccionesde corazonamiento.8. Sistema de calentamiento para derretir el material de sellado; preferiblemente este es un calentador eléctrico o

olla, pero el sistema debe ser tan ordinario como un valde metálico sobre fuego abierto.9. Bolsas plásticas sellables, para escombros y partes de muestras tomadas por el geólogo de pozo.10. Marcadores permanentes, rojo y negro.11. Cojín para proteger las secciones de corazón mientras se transporta.

Equipo adicional necesario para corazones cubiertos.

1. Sierra eléctrica con cuchillas para mampostería para cortar las secciones de corazón cubiertas al largo deseado.2. Mascaras para polvo y anteojos de seguridad, para reducir la exposición al polvo de fibra de vidrio o virutas dealuminio durante el corte.3. Tapas en plástico y grapas para sellar los extremos de cada sección cubierta.

Estos implementas pueden ser dados por el servicio de especialistas para coronamiento, o por Inter-Log, según seael contratado por el Cliente.

En suma a este mínimo de elementos, el Cliente puede requerir o suministrar otros elementos, tales como una sierrade banda para trozar los corazones y diferentes tipos de equipo para análisis especializados. Generalmente, lasoperaciones de corazonamiento seguidas tienen los requerimientos más complejos.

4. RECUPERACION DE CORAZON Y PROCEDIMIENTO.

Antes que el proceso de corazonamiento comience, aliste el área de procedimiento de acuerdo a las necesidadespara empacar o analizar. El área de procedimiento para corazonar debe ser alistada para que satisfaga lo mejorposible los siguientes requerimientos.

• Razonablemente cerca al área del piso de perforación, para minimizar la distancia de transporte, pero no tancerca que se ponga el corazón en riesgo con las operaciones del piso de perforación.

• Protección del clima.

• Un área de piso lo suficientemente amplia para permitir tender hasta treinta metros de corazón en secciones deun metro, o 10metros de corazón en una sola pieza.

Obviamente todos estos requerimientos pueden ser difíciles de satisfacer en el estrecho espacio de un taladro deplataforma. En tales casos, la protección contra el clima y el espacio suficiente para manipular las secciones delcorazón son los puntos más importantes.

Si usa un barril corazonador convencional descubierta, el corazón será removido de la barrena en el piso deperforación. Un miembro del grupo del taladro operara una llave para aflojar y permitir que cortas longitudes de


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corazón salgan afuera de la barrena. Los mudloggers o los recoge muestras partirán longitudes deaproximadamente ½ metro y las colocaran en orden, en las bandejas o cajas de transporte. Si un corazón cubiertoes cortado, el barril corazonador es colocado en el estante de los tubos y el corazón es bombeado afuera del barrilcon agua a presión. Cuando el corazón se haya recuperado, las cajas o las bandejas son inmediatamentetransferidas al área de procesamiento.

Mientras el corazonamiento esta en proceso:

1. Enumere varias bandejas de corazonamiento o cajas de reserva para que sirvan como contenedores detransporte; este seguro de tener 3 o 4 más que las requeridas del largo nominal de corazón.2. Marque claramente “tope” y “fondo” en los lados opuestos de cada caja o bandeja.3. Prepare varias bolsas plásticas para cualquier escombro o fragmento que resulte de la extracción del corazón.4.Coja las cajas o bandejas de transporte, y las bolsas plásticas a la mesa de perforación (Corazón descubierto) o alárea de estante de la tubería (corazón cubierto) y coloque estos en orden, con la primera caja o bandeja lo máscerca al área donde el corazón será extraído del barril.

La figura muestra el arreglo en general de la mesa de perforación para recobrar el corazón.

Cuando el corazón llega a superficie.

Por lo menos dos personas son necesarias para manejar los segmentos de corazón a medida que van saliendo de labarrena; uno para recuperar los segmentos y colocar estos entre las cajas o bandejas, y el otro para retirar las cajaso bandejas llenas de corazón y remplazar estas con vacías.

.

RECOBRO TRANSPORTE EXAMINAR EMPACAR PARADELCORAZON A LA UNIDAD DE ADECUAR TRANSPORTARDE LA BARRENA. MUD LOGGING MARCAR (DESPUES DE ENCERADO)

RECUPERACION DEL CORAZON

Recobrando corazones convencionales descubiertos

El grupo de recuperación se debe reportar a la mesa de perforación antes de que el barril corazonador llegue asuperficie. Lleve un martillo (preferiblemente un martillo geológico), además el equipo de protección personalestándar, use guantes gruesos y gafas. Siga las instrucciones del perforador, y espere hasta que él del permiso paraempezar a recobrar.

Advertencia! Nunca coloque las manos o pies por debajo del barri l corazonador .

El grupo de perforación sujeta la palanca operadora del core catcher a nivel, y el perforador levanta la barrena hastaque este ½ metro afuera de la mesa de perforación.

Advertencia! Manténgase apar tado cuando se abre la bar rena de p rimera vez; pude ser que se libere presióncuando se abra y lodo con alta temperatura salpique alrededor del fondo de la barrena de corazón.

Cuando el perforador conceda permiso acérquese al barril corazonador, el hombre del piso que este operando elcore catcher levantará la palanca y permitirá que la primera parte se deslice sobre el piso, luego bajara la palancapara mantener el corazón en posición. Use el martillo para partir la sección, oriente la sección haciendo juego con laorientación de la caja o bandeja, luego cuidadosamente tienda la sección en la caja o bandeja, cerca al final marque“fondo” repita el proceso a medida que el operario continúe soltando secciones de corazón del barril, una personarecobrando las secciones de corazón y la otra manejando las cajas o bandejas. Algunos de los corazones pueden


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salir en fragmento

curso de mud logging

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