per02-ope-operaciones de perforaciÓn-ypfcm2013

7/23/2019 PER02-OPE-OPERACIONES DE PERFORACIN-YPFCM2013

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OPERACIONES DE

PERFORACIN

ESCUELA DE COMPANY MAN


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MDULO DE ESPECIALIDAD TEMA: Operaciones de Perforacin

Enero 2013 Cdigo: PER02-OPE

2 M.O.

OPERACIONES DE PERFORACIN

INDICADOR DE CARGAS Y FLOTACIN CIRCULAR MARTIN DECKER


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5 M.O.

INDICADOR MARTIN DECKER EN EQUIPO CONVENCIONAL

INDICADOR MARTIN DECKER EN EQUIPO AUTOMATICO


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6 M.O.

REGISTRADOR DE CARGA CONTINUO GEOLOGRAPH.


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7 M.O.

AMORTIGUADORES DE IMPACTOS

El amortiguador es una herramienta hidrulica-mecnica diseada para reducir el impactosobre el trpano y la columna de perforacin usando un elemento absorbedor combinadollamado Resorte de Discos Fluidos (Fluid-Disc Spring).

La herramienta se puede bajar con apertura parcial y puede trabajar tanto en expansincomo en compresin segn las condiciones de perforacin.

El amortiguador es el resultado de extensos estudios de laboratorio y numerosas pruebasde campo.

Ventajas del uso del amortiguador:

1. Reduce el rebote o zapateo del trpano.2. Prolonga la vida del trpano absorbiendo los golpes o impactos sobre el mismo.3. Reduce los golpes y vibraciones sobre la columna de perforacin.4. Protege de las vibraciones al equipo de superficie.

El amortiguador presenta las siguientes caractersticas:1. Excelentes caractersticas de deflexin.2. Opera efectivamente hasta temperaturas de fondo de 400F, con sellos y aceite,

ambos especiales para altas temperaturas.3. El elemento absorbedor acta en ambas direcciones.4. Mnima friccin en el mecanismo interno.5. Herramienta robusta y rgida que no permite desviacin de la columna de

perforacin.6. Fabricado con acero especial para alta temperatura y llenado con aceite especial

para refrigeracin controlada.7. Funcionamiento independiente de la profundidad del pozo y/o condiciones del lodo.8. Sistema de amortiguacin hidrulico-mecnico de diseo avanzado.9. Inmune a los cambios de presin de fluidos en el pozo.


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8 M.O.

PRPOSITO: El amortiguador se debe bajar entre el trpano y los portamechas dentro delos primeros 27 m y lo ms cerca posible del trpano para absorber ms eficazmente losgolpes producidos durante la perforacin.

BENEFICIOS:Aumenta la tasa de penetracin porque mantiene el contacto permanentedel trpano con el fondo del pozo en las ptimas condiciones de peso y velocidad evitandoel rebote o zapateo del trpano, resultando en una disminucin en el costo por metro.Aumenta la vida del trpano reduciendo los golpes en dientes, insertos y rodamientos.

El amortiguador tambin reduce las vibraciones y golpes en la columna de perforacin yequipamiento de superficie disminuyendo los costos de mantenimiento e inspeccin.Es muy beneficioso su uso en formaciones duras y compactas y en zonas donde seintercalan rocas duras y blandas (areniscas y arcilitas).

OPERACIN: Durante una perforacin normal el amortiguador debe bajarse entre trpano

y portamechas. Cualquier peso, velocidad de rotacin, caudal y tipo de lodo puedeutilizarse sin afectar el funcionamiento del amortiguador. Puede usarse entre losestabilizadores cuando el conjunto de fondo sea muy compacto. No se requiere ningunaoperacin especial para bajar el amortiguador en pozo


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9 M.O.

REGISTROS DE VERTICALIDAD.

Medicin de inclinacin (Totco)

Sistemas MagnticosMedicin de inclinacin y azimut, una sola toma (single shot)

Medicin de inclinacin y azimut, mltiple tomas (multi shot)

Medicin de inclinacin y azimut, en tiempo real (MWD)

Sistemas No Magnticos (Girscopo)

Medicin de inclinacin y azimut, mltiple tomas (gyro)

Medicin de inclinacin y azimut, en tiempo real (gyro)

REGISTRADORES CONTINUOS.

Medicin de inclinacin y azimut, en tiempo real (Measure While Drilling)


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10 M.O.

SISTEMA TOTCO, CON ALAMBRE O CON SONDEO


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11 M.O.

OTROS REGISTROS.

CARACTERSTICAS

Registro continuo de inclinacin/ acimut de la perforacin.

No se ve influenciada por la camisa de revestimiento de metal ni por materialesmagnticos.

Poca desviacin en comparacin con los giroscopios para medicin develocidades angulares.

MEDICIONES

Inclinacin de la perforacin.

Direccin de la perforacin.Desviacin de la perforacin.

Profundidad vertical real.


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13 M.O.

El buzamiento es el sentido u orientacin de la inclinacin de los estratos en un relieve deplegamiento formado en rocas sedimentarias, que son las que se disponen en forma decapas o estratos.

Otra definicin de buzamiento es el ngulo que forma el plano a medir con respecto a unplano horizontal, y debe ir acompaado por el sentido en el que el plano buza o baja.

CARACTERSTICAS

El buzamiento de un plano corresponde al ngulo que forma una de sus rectas de mximapendiente con respecto a un plano horizontal, y el sentido de buzamiento, a su vez, es elmismo que poseen estas rectas.

MEDICIN DE RUMBO Y BUZAMIENTO

Esta se puede realizar sobre cualquier superficie plana o una envolvente de una superficieirregular. Es utilizada para establecer las posiciones espaciales de los estratos, diaclasas,fallas, limbos y planos axiales de pliegues y cualquier otra superficie de inters geolgico,igualmente es necesario ubicar esta medida geogrficamente a travs de una poligonal,triangulacin o con un GPS.

Se refieren todos los rumbos nica y exclusivamente con respecto al Norte geogrfico, sin

importar el color de la aguja.

Cualquier plano geolgico posee un rumbo determinado y slo uno, salvo los planoshorizontales (ya que todas las lneas contenidas en ellas son lneas de rumbo, y por lotanto existen infinitos rumbos).

El buzamiento de un plano se expresa mediante un valor angular en grados B (el valor Bsolo puede variar entre 0 y 90) los planos cuyo buz. son 0 son horizontales, (poseeninfinitos rumbos), y los planos cuyo buz. son 90 son verticales (carecen de sentido debuzamiento). Este valor debe ir acompaado de uno de los puntos cardinales quecorresponder al sentido en el cual el plano buza o baja.

Cualquier plano en el espacio posee buz. en sentido Norte o sentido Sur, las nicasexcepciones son:

a) Los planos horizontales, por cuanto en ellos el buzamiento es nulo.b) Los planos verticales, ya que carecen de sentido de buz.c) Los planos cuyos rumbos sean Norte-Sur en los cuales el sentido de buz. es E o W.


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14 M.O.

GRADIENTE DE FRACTURA

Definicin:

Se define como la presin a la cual ocurre la ruptura de una formacin. Una prediccinexacta del gradiente de fractura es esencial para optimizar el diseo del pozo. En la etapade la planeacin del pozo puede estimarse a partir de los datos de los pozos de referenciapor medio del LOT.

Determinacin del Gradiente de Fractura. Hay dos procedimientos comunes:

Prueba de Fuga (LOT)

Bombear fluido a una velocidad lenta y controlada para aumentar la presincontra la cara de la formacin hasta crear una trayectoria de inyeccin defluido en la roca, lo cual indica la presin de ruptura de la formacinexpresada en densidad de fluido equivalente, lbs/gal.

Prueba de Integridad de la Formacin (PIT) Presurizar la columna de fluido hasta un lmite predeterminado que mostrar

una presin hidrosttica de fluido de densidad equivalente hasta la cual elfluido no tendr fuga hacia la formacin ni la quebrar.

Nota: una FIT no dar informacin para calcular la mxima Presin Anualr PermisibleMAASP correcta o la Tolerancia al Influjo.

PRESIONES DE FORMACIONES

Formaciones Fracturadas

Fallas No Sellantes

Presin de Poros

Formaciones Cavernosas

Formaciones con Alta Porosidad

Formaciones No Consolidadas

Gradientes de Fractura


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15 M.O.

ARCILLAS

CLASIFICACIN:

BentonitaIllitaCaolinitaCloritaArcilla de capas mezcladas


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PROBLEMAS CON LA ARCILLAS

Hidratacin e hinchamiento.Dispersin en el lodo.


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PERDIDAS DE CIRCULACION


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18 M.O.

PEGA DE TUBERA

La pega de tubera representa uno de los problemas de perforacin ms comunes y msgraves.La gravedad del problema puede variar de una inconveniencia menor que puede causarun ligero aumento de los costos, a complicaciones graves que pueden tener resultadosconsiderablemente negativos, tal como la prdida de la columna de perforacin o laprdida total del pozo.Un gran porcentaje de casos de pega de tubera terminan exigiendo que se desve el pozoalrededor de la pega de tubera, llamada pescado, y que se perfore de nuevo el intervalo.La prevencin y la correccin de los problemas de pega de tubera dependen de la causadel problema. Por lo tanto, para evitar y corregir eficazmente los problemas de pega detubera, es importante entender las diferentes causas y sntomas, de manera que lasmedidas preventivas y los tratamientos apropiados puedan ser aplicados.

Si la tubera se pega, ser necesario hacer todo lo posible para liberarla rpidamente. Laprobabilidad de que la pega de tubera sea liberada con xito disminuye rpidamente conel tiempo.Es crtico que la causa ms probable de un problema de pegadura sea identificadorpidamente, ya que cada causa debe ser corregida con diferentes medidas.Un problema de pegadura podra ser agravado fcilmente por una reaccin inapropiada.Una evaluacin de los sucesos que resultaron en la pegadura de la tubera indicafrecuentemente la causa ms probable y puede llevar a medidas correctivas apropiadas.En general, la tubera se pega mecnicamente o por presin diferencial.La pegadura mecnica es causada por una obstruccin o restriccin fsica.La pegadura por presin diferencial es causada por las fuerzas de presin diferencial de

una columna de lodo sobre balanceada que actan sobre la columna de perforacin contraun revoque depositado en una formacin permeable.La pegadura mecnica ocurre generalmente durante el movimiento de la columna deperforacin. Tambin es indicada por la circulacin bloqueada.Sin embargo, ocasionalmente se puede observar una cantidad limitada de movimientoascendente/descendente o libertad de movimiento rotatorio, incluso cuando la tubera estpegada mecnicamente.La pegadura por presin diferencial ocurre generalmente cuando la tubera estestacionaria, tal como cuando se hacen las conexiones o cuando se realiza un registro.Est indicada por la circulacin completa y la ausencia de movimientoascendente/descendente o libertad de movimiento rotatorio, con la excepcin del

estiramiento y torque de la tubera.

La pega mecnica de la tubera puede ser clasificada en dos categoras principales:

1. Empaquetamiento del pozo y puentes.2. Perturbaciones de la geometra del pozo


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POZOS DIRIGIDOS


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SELECCIN DE CONJUNTO DE FONDO


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POZOS HORIZONTALES

BUR

m ft0

/100 m ft

10 33 173,6 50 164

20 66 86,8 200 656

100 328 17,5 300 984250 820 6,9 1000 3280

300 984 5,8 1500 4920

600 1968 2,9 2000 6560

0,3 1 30 98,4

1 3 100 328

Extensin Horizontal

Radio Ultra Corto

CLASIFICACION

Radio Corto

Radio Medio

Radio Largo

Radio de Curvatura


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CORONA

Se realiza un D.S.T. (Drill Steam Test) para establecer el potencial del o los niveles

de inters mientras se perfora el pozo.Permiten determinar y medir las propiedades de los fluidos recuperados acondiciones de fondo y de superficie.Muestran el comportamiento que tendr el pozo cuando se lo someta a variascondiciones de flujo, adems de diversas propiedades y caractersticas delreservorio que servir para predecir la declinacin de la produccin y por endedeterminar la cantidad de dinero obtenida de la produccin total.

El armado de la herramienta D.S.T. contempla la siguiente secuencia:

Zapato de fondo.

Porta registrador inferior.Filtros (anclaje perforado).Packer inferior.Packer superior.Unin de seguridad.Tijera hidrulica.Porta registrador superior.Vlvula hidrulica de apertura con by pass.Cmara de muestra.Vlvula de apertura y cierre mecnico.Reduccin.

Tiro de portamechas.Vlvula reversadora(por presin o impacto).

Los testigos o ncleos se extraen a efectos de obtener del pozo un testigo slido de roca,en vez de los recortes producidos por el trpano (cutting) sin que el testigo de roca suframodificaciones importantes.


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ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS CON TECNOLOGA

TECNOLOGA DE VANGUARDIA

En el rea de ensayos no destructivos, que consisten en el anlisis de elementos tubularesy equipos de izaje como torres y otros sistemas utilizados para extraer materiales de unpozo (lo cual es vital para evitar accidentes, ya que este tipo de evaluacin permitedetectar fisuras o fallas que de otro modo pasaran inadvertidas) hay en la industriapetrolera una gran variedad de mtodos.En el mundo se han creado tcnicas y equipos especiales para hacerlo ms sencillo explica Carrasco-. Se pueden utilizar tintas penetrantes, partculas magnetizables,ultrasonidos, radiografas.


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Mediante estos instrumentos uno verifica que no haya fisuras, corrosin o desgaste quepuedan provocar fallas. Lo ms avanzado son las corrientes inducidas o la emisinacstica, que ya se estn utilizando en Canad.El sistema funciona por el principio de induccin magntica, generando camposcontrolados que pueden ser analizados por un software especfico y detectar as lapresencia de fisuras o fallas. Nosotros lo hemos orientado a la parte de soldaduras explica Carrasco-. Es una tcnica que naci para usarse en aviacin, porque permitecontrolar labes, alas y otras partes de un avin. Dicha referencia permite inferir conmayor eficacia la dimensin del esfuerzo realizado por la compaa para incorporar elequipo a los servicios prestados en la regin.

DECANTADOR DE ARENA

Una herramienta que permite una limpieza profunda y mejorar as la productividad. Delmismo modo se han realizado otras herramientas especficas, a partir de la interaccincon las operadoras y el conocimiento de la actividad, tales como calibres y filtros.

ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS:

Los mtodos utilizados por la compaa permiten detectar y evaluar discontinuidades,propiedades de materiales y/o estructuras, partes, componentes o piezas sin modificar suscondiciones de uso o aptitud de servicio. Inspeccin con ultrasonido:

Inspeccin con partculas magnetizables: mediante la fuga de un campomagntico se detectan fallas superficiales y subsuperficiales.Ensayos hidrulicos: Ensayos en recipientes sometidos a presin paracomprobar estanqueidad y deformaciones.


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30/11/2011

CONTROL DE INSPECCIONES NO DESTRUCTIVAS

IT ELEMENTO VIGENCIAINSPECCIN

FECHA DEINSPECCIN

PUESTA ENSERVICIO

VENCIMIENTO OBSERVACIONES

1 MSTIL 24 MESES 27/06/1998 14/07/1998 13/07/2000 INSPECCIONAR

2 CORONA 12 MESES 27/06/1998 14/07/1998 14/07/1999 INSPECCIONAR

3 APAREJO 12 MESES NUEVO 20/08/1999 19/08/2000 INSPECCIONAR

4 GANCHO 12 MESES NUEVO 20/08/1999 19/08/2000 INSPECCIONAR

5 AMELAS 12 MESES 01/09/1999 06/09/1999 05/09/2000 INSPECCIONAR

6 ANCLAJE DE CABLE 12 MESES 23/09/1999 05/10/1999 04/10/2000 INSPECCIONAR

7 KELLY SPINNER 12 MESES NUEVO 01/07/1999 30/06/2000 INSPECCIONAR

8 CABLES DE IZAJE 12 MESES NUEVA 18/04/1999 17/04/2000 INSPECCIONAR

9 ELEVADOR DE B/S 8 MESES 16/09/1999 12/10/1999 11/06/2000 INSPECCIONAR

10 ELEVADOR DE CSG 5 1/2 8 MESES 08/04/1999 07/12/1999 INSPECCIONAR

11 ELEVADOR DE CSG 9 5/8 8 MESES 08/04/1999 07/12/1999 INSPECCIONAR

12 CABEZA DE INYECCIN 8 MESES NUEVA 11/09/1999 11/05/2000 INSPECCIONAR

13 MESA ROTARY 8 MESES

14 CUA DE B/S 4 MESES NUEVA 06/10/1999 04/02/2000 INSPECCIONAR

15 CUA DE PM 4 MESES 11/12/1998 06/10/1999 04/02/2000 INSPECCIONAR

16 CUA DE CSG 9 5/8" 4 MESES

17 CUA DE CSG 5 1/2" 4 MESES

18 LLAVES DE MANIOBRA 4 MESES 11/08/1999 24/09/1999 23/01/2000 INSPECCIONAR

TOMAR LOS RECAUDOS NECESARIOS PARA CUMPLIR CON LOS REQUERIMIENTOS DEL

PROCEDIMIENTO PG-09-MA-05 - INSPECCIN NO DESTRUCTIVA.

ES RESPONSABILIDAD DEL JEFE DE EQUIPO, JEFE DE CAMPO Y SUPERINTENDENTE.

NO LLENAR ESTASCOLUMNAS


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MANTENIMIENTO DE INSTALACIONES, TIPOS.

Existen cuatro tipos reconocidos de operaciones de mantenimiento, los cuales estn enfuncin del momento en el tiempo en que se realizan, el objetivo particular para el cual sonpuestos en marcha, y en funcin a los recursos utilizados, as tenemos:


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Mantenimiento Correctivo

Este mantenimiento tambin es denominado mantenimiento reactivo, tiene lugar luegoque ocurre una falla o avera, es decir, solo actuar cuando se presenta un error en elsistema. En este caso si no se produce ninguna falla, el mantenimiento ser nulo, por loque se tendr que esperar hasta que se presente el desperfecto para recin tomarmedidas de correccin de errores. Este mantenimiento trae consigo las siguientesconsecuencias:

Paradas no previstas en el proceso productivo, disminuyendo las horasoperativas.

Afecta las cadenas productivas, es decir, que los ciclos productivosposteriores se vern parados a la espera de la correccin de la etapaanterior.Presenta costos por reparacin y repuestos no presupuestados, por lo que

se dar el caso que por falta de recursos econmicos no se podrn comprarlos repuestos en el momento deseadoLa planificacin del tiempo que estar el sistema fuera de operacin no espredecible.

Mantenimiento Preventivo

Este mantenimiento tambin es denominado mantenimiento planificado, tiene lugar antesde que ocurra una falla o avera, se efecta bajo condiciones controladas sin la existenciade algn error en el sistema. Se realiza a razn de la experiencia y pericia del personal acargo, los cuales son los encargados de determinar el momento necesario para llevar a

cabo dicho procedimiento; el fabricante tambin puede estipular el momento adecuado atravs de los manuales tcnicos. Presenta las siguientes caractersticas:

Se realiza en un momento en que no se est produciendo, por lo que seaprovecha las horas ociosas de la planta.Se lleva a cabo siguiente un programa previamente elaborado donde se detallael procedimiento a seguir, y las actividades a realizar, a fin de tener lasherramientas y repuestos necesarios a la mano.Cuenta con una fecha programada, adems de un tiempo de inicio y determinacin preestablecido y aprobado por la directiva de la empresa.Est destinado a un rea en particular y a ciertos equipos especficamente.

Aunque tambin se puede llevar a cabo un mantenimiento generalizado detodos los componentes de la planta.Permite a la empresa contar con un historial de todos los equipos, ademsbrinda la posibilidad de actualizar la informacin tcnica de los equipos.Permite contar con un presupuesto aprobado por la directiva.


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Mantenimiento Predictivo

Consiste en determinar en todo instante la condicin tcnica (mecnica y elctrica) real dela mquina examinada, mientras esta se encuentre en pleno funcionamiento, para ello se

hace uso de un programa sistemtico de mediciones de los parmetros ms importantesdel equipo. El sustento tecnolgico de este mantenimiento consiste en la aplicaciones dealgoritmos matemticos agregados a las operaciones de diagnstico, que juntos puedenbrindar informacin referente a las condiciones del equipo. Tiene como objetivo disminuirlas paradas por mantenimientos preventivos, y de esta manera minimizar los costos pormantenimiento y por no produccin. La implementacin de este tipo de mtodos requierede inversin en equipos, en instrumentos, y en contratacin de personal calificado.Tcnicas utilizadas para la estimacin del mantenimiento predictivo:

Analizadores de Fourier (para anlisis de vibraciones)Endoscopia (para poder ver lugares ocultos)

Ensayos no destructivos (a travs de lquidos penetrantes, ultrasonido,radiografas, partculas magnticas, entre otros)Termovisin (deteccin de condiciones a travs del calor desplegado)Medicin de parmetros de operacin (viscosidad, voltaje, corriente, potencia,presin, temperatura, etc.)

Mantenimiento Proactivo

Este mantenimiento tiene como fundamento los principios de solidaridad, colaboracin,iniciativa propia, sensibilizacin, trabajo en equipo, de moto tal que todos los involucradosdirecta o indirectamente en la gestin del mantenimiento deben conocer la problemtica

del mantenimiento, es decir, que tanto tcnicos, profesionales, ejecutivos, y directivosdeben estar consientes de las actividades que se llevan a cabo para desarrollas laslabores de mantenimiento. Cada individuo desde su cargo o funcin dentro de laorganizacin, actuar de acuerdo a este cargo, asumiendo un rol en las operaciones demantenimiento, bajo la premisa de que se debe atender las prioridades del mantenimientoen forma oportuna y eficiente. El mantenimiento proactivo implica contar con unaplanificacin de operaciones, la cual debe estar incluida en el Plan Estratgico de laorganizacin. Este mantenimiento a su vez debe brindar indicadores (informes) hacia lagerencia, respecto del progreso de las actividades, los logros, aciertos, y tambin errores.

ENTUBACION

Concepto General:Cuando perforamos un pozo, no es posible hacerlo desde la superficie hasta lasformaciones productoras (Profundidad final TD) en un solo paso.El pozo es perforado en secciones, cada una de estas secciones reducen el dimetro amedida que se va profundizando.


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LINERS

Un liner es una caera que no se extiende hasta superficie.

LONGITUDES DE LAS CAERIAS (en mts)

RANGO 1 RANGO 2 RANGO 3

CASING 4,88 - 7,62 7,62 - 10,36 10,35 - 14,63

TUBING 6,10 - 7,32 8,53 - 9,75-

CARACTERISTICAS PRINCIPALES DE LAS CAERIAS

Especificaciones recomendadas para las caeras de perforacin y produccin (Casing yTubing).Las caractersticas principales que tiene en cuenta es si son con o sin costura, lasconexiones, el grado de acero, el proceso de fabricacin, el largo, las inspecciones y losensayos y las dimensiones.Usualmente las caeras se clasifican segn las siguientes caractersticas:Dimetro externo (OD) (in) (mm)Peso unitario nominal (lb/ft) (lb/ft)

Grado de acero API

Calidad de AceroTENSION DE FLUENCIA (en miles de lbs/pulg2)

40 55 70 80 90 95 100 110 125 140 150

Aceros API

H-40 J-55 N-80 C-95

K-55 L-80 C-90 T-95 P-110 Q-125

Aceros Siderca

Servicio cido 80SS 90SS 95SS 100SS 110SS

Alto colapso80HC

95HC

110HC

140HC

Pozosprofundos

140DW

150DW

Bajastemperaturas 55 LS 80 LS 95 LS

110LS

125LS


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Tipo de Roscas de Caeras

Conexiones con cupla .

Conexiones integrales con recalque Semi - Flush

Roscas API

Existen Roscas API, estan son de diseo standart avaladas por API

8RD Short Coupling - SC8RD Long Coupling - LCButtres - ButtExtreme Line - XL


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ALMACENAMIENTO Y MANIPULEO

Almacenamiento

Los tubos deben estar sobre caballetes. No se deben estibar tubos directamente en el

suelo, sobre rieles, pisos de acero o concreto. La primera hilera de tubos no debe estara menos de 46 cm del piso, de manera que no se vean afectados por la humedad y elpolvo.


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Eslingas de acero (ver tabla en Procedimiento 11 Tarea 4 Punto 4).Eslinga de soga para guiar el paquete de caos.Separadores (pueden ser de cable de acero, varillas de bombeo, maderas, mnimo3 por camada)

Verificar que los guardarroscas estn colocados.Usar las eslingas correspondientes y delimitar zona de trabajo y giro de la gra. (ElEncargado de Turno deber conversar con el operador de la gra respecto de loscontravientos del equipo y las condiciones climticas reinantes para efectuar lasmaniobras en el rea asignada).

Designar a un operario para dar las indicaciones al operador de la gra (Procedimiento 5 -Tarea 4).

Guiar las cargas con las eslingas correspondientes de manera que el operario no tomecontacto con la caera hasta que esta no est definitivamente sobre los caballetes.


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DESCARGA DE CAERAS GUINDOLA CON SOGA DE RETENCIN

Separar de la estiba cualquier pieza que visualmente contenga alguna falla.

Acomodar la caeradespus que ha

sido descargada


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16.2.5 - Recepcin de los elementos de entubacin.

Los elementos de entubacin (zapato gua, collar diferencial, centralizadores, anillos tope,dispositivos de segunda etapa) son llevados a la locacin por la Compaa Proveedora.

Los mismos son trasladados en una unidad liviana y son descargados a mano por losoperarios pertenecientes a la misma Compaa Estos elementos son dejados en un lugarseguro y cercano al equipo.

Zapato chaflanado y zapato gua Collar diferencial y centralizador


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Se verificar que los accesorios sean del mismo tipo de rosca, incluyendo si son paracupla corta o larga (zapato, collar, dispositivos, etc.). De no ser as, con suficienteantelacin, se chequearn los distintos sustitutos.Se verificar el mtodo de fijacin de los rascadores y centralizadores. Se debe chequear

si pueden ser colocados sobre las cuplas para prever la utilizacin de aros de tope.Los caos se estibarn sobre los caballetes con las cuplas orientadas hacia el equipo.Los protectores de rosca debern ser retirados del box y del pin y colocados en losbolsones correspondientes para su devolucin, acomodndolos en la periferia de lalocacin para ser retirados.La medicin de la caera se efectuar desde el extremo exterior de la hembra, hasta unpunto en el extremo macho, que depende del tipo de caera a saber:El plano de desvanecimiento de rosca, en caos con rosca redonda.La base de un tringulo estampado al final de la rosca Buttress.

El hombro del pin para roscas Extreme line.

INCORRECTO

FORMA DE LEVANTARPIEZAS SUELTAS

CORRECTO

MEDICIN, CALIBRADO E IZADO

Medicin de Tubulares

Antes de la bajada al pozo, es necesario medir la longitud de cada casingo tubing.Para ello se debe emplear una cinta calibrada de acero o un medidor lser. La

medicin deber hacerse desde la cara exter ior de la cupla o box a la posicin delextremo roscado externamente adonde llega la cupla o box cuando se enrosca lajunta hasta la posicin de ajuste. En rosca redonda, esta posicin en el pin abarcahasta el plano de desvanecimiento de los filetes. En roscas Buttress (BC) la medicindebe hacerse hasta la base del tringulo estampado en el tubo. En el caso deconexiones propietarias, la Longitud Efectiva (LE) es la Longitud Total (LT) menos laprdida por enrosque (make-up loss) (ML). El total de longitudes medidas de estamanera representar la longitud de la columna sin carga.


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CALIBRADO

Es recomendable que todos los tubos sean calibrados en toda su longitud antes deser bajados al pozo. Los tubos a los que no les pase el calibre deben dejarse de lado.Las dimensiones del calibre deben ser acordes a la especificacin API 5CTISO 11960.

Cuando as lo especifique el comprador, el casing puede tener un calibrealternativo. Los tamaos estn especifica- dos en la norma API 5A5 Recommended

Practice forThread Inspection of New Casing, Tubing and Plain End Drill Pipe. Vertablas al final.


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TALLY CORRESPONDIENTE A LA ENTUBACION AISLACION

POZO N TUBO N LONGITUD PARCIAL TOTALOBSERVACIONES

CH - 2083 ZAPATO 0,32 FDO 18001 12,52

COLLAR 0,55 FDO 1787.162 12,44 12,44 12,44

25,834 12,015 11,85

6 12,327 12,33

51,34 51,34 77,178 11,82

9 11,5510 11,48

11 12,0246,87 46,87 98,21 CENTRAL 1701.79MTS

1213

1415

1617

181920212223242526

2728293031


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DISEOS DE ENTUBACION

EL SECTOR GEOLOGIA SERA EL ENCARGADO DE DISEAR LA ENTUBACION DELAS DISTINTAS CAERIAS EN BASE A LOS ESTUDIOS PREVIOS DEL YACIMIENTO Y

DEL POZO UNA VES PERFORADO MEDIANTE CONTROL GEOLOGICO.Y LAS DIVERSAS CARRERAS DEL PERFILAJE EFECTUADAS A POZO ABIERTO.

CAERIA GUIA


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CAERIA FINAL O AISLACION


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COLGADORES LINER

IZADO DEL TUBO AL PISO DE PERFORACIN

Existen varios procedimientos y equipos para el izado del tubo del bancal al piso deperforacin, todos en su momento han sido utilizados satisfactoriamente, algunos son mslentos que otros y requieren menos equipo de maniobra; pero sin importar el

procedimiento utilizado, lo ms importante es izar el tubo de manera segura y sin daos.

1. Izado de Tubo con CableIzado del tubo arrastrndolo por el muelle y la rampa con los malacates neumticos yutilizando cables de acero:

Amarre adecuadamente en el muelle el cuerpo del tubo con el cable de acero, loms cerca del cople o la caja.Los protectores de ambos extremos debern estar instalados.En el caso de tubo liso instale el tapn de levante en la caja.


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Al llegar el tubo a la ventana del piso no elimine el amarre sin antes instalar elcollarn de arrastre o el elevador.En la ventana elimine el protector de la caja, y el del pin retrelo justo antes deser conectado.

IZADO DE TUBO CON GRA

Instale al menos el protector del pin. En tubos lisos instale el tapn de levante enla caja.Utilice dos estrobos amarrados a los extremos del tubo colocado en el muelle.Levante verticalmente el tubo a la altura de la ventana del piso y muvalohorizontalmente hacia sta.

Al instalar el collarn de arrastre o el elevador, elimine el estrobo del lado delacople.Levante el tubo y simultneamente la gra bajar del lado del pin. Elimine elestrobo en el piso de perforacin.Elimine el protector del pin justo antes de ser conectado.


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HERRAMIENTAS DE ENTUBACIN

LLAVE NEUMATICA DE ENROSQUE


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LLAVE NEUMATICA AUTOBLOCANTE DE ENROSQUE

ELEVADOR DE CAERIAS EN COLUMNA

ELEVADOR DE CAERIA INDIVIDUAL


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ELEVADOR CON MORDAZAS

ELEVADOR CUA SPIDER


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COLGADO DE CAERIAS

CABEZA COLGADORA FORJADA EN ACERO

Construida en acero forjado, posee cuerpo de abertura total

6- CUERPO COLGADOR QUE CONECTA POR MEDIO DEROSCA HEMBRA 9 5/8API CSG AL ULTIMO CAO GUIA ENTUBADO.

5- TAPONES QUE PROTEJEN LAS ROSCAS LATERALES DIAM 2.

4- CUA PARA COLGAR CAERIA AISLACION DIAM 5 o 7.3- ANILLO EMPAQUETADOR DE GOMA2 - ANILLOS PROTECTORES DE EMPAQUETADURA DE METAL.1- TAPA ROSCADA AJUSTE SISTEMA EMPAQUETADOR DIAM 13 3/8 API.


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CABESALES DE POZO


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75 M.O.

FINALIZANDO LA VINCULACIN Y EMPAQUETAMIENTO,DESMONTADO Y TRANSPORTADO EL EQUIPO PERFORADOR,

SE MAQUINARA LA LOCACIN CON UNA MOTO NIVELADORA DEJNDOLAEN CONDICIONES PARA RECIBIR AL EQUIPO DE TERMINACIN.


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76 M.O.

DEFINICIN DE EXTRACCIN DE TESTIGOS

La extraccin de testigos o Coring es la operacin mediante la cual se recupera unamuestra de roca de un pozo en perforacin.

En la medida de los posible, estas muestras debern ser recuperadas con la menoralteracin fsica y/o mecnica posible.Las muestras a recuperar pueden ser consolidadas o inconsolidadas,arcillas, arenas, conglomerados, o combinaciones de ellas,seleccionando para cada caso el set de herramientas y la tecnologams adecuada.

Las operaciones de Extraccin de Testigos pueden ser llevadas a

cabo por varios mtodos, sin embargo, en el campo existen dosmtodos principales para hacerlo:

Sistema Convencional: Permite obtener muestras de entre 25/8 y 4 de dimetro en pozos verticales, direccionales uhorizontales, en longitudes de entre 9 y 27 metros. En estecaso, cada muestra requiere maniobras de trip-in y trip-out dela herramienta.

Sistema Wireline: Permite obtener muestras de 2 de dimetroen pozos verticales en longitudes de entre 9 y 18 metros. En

este caso, cada muestra es extrada por un sistema dealambre por dentro del sondeo. Las maniobras de trip-in y trip-out solo se realizan una vez, independientemente de lacantidad de muestras recuperadas.

4

1

3

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SISTEMAS DE EXTRACCIN CONVENCIONAL

El sistema de Extraccin de Testigos Convencional es la opcin recomendada en todos

aquellos casos en que la formacin a recuperar sea consolidada en pozos verticales,direccionales u horizontales. Puede ser aplicado tanto en formaciones fcilmenteperforables, como en formaciones extremadamente duras seleccionando la coronaadecuada para cada formacin.


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DETALLES Y PROPIEDADES MECNICAS


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GENERALIDADES DEL PROCEDIMIENTO OPERATIVO

Resumen de las etapas involucradas en una operacin de extraccin de testigos consistema ConvencionalUna vez que se llega al punto de corona con BHA de perforacin, se iniciar trip-out segnprocedimientos de compaa de torre. Es de suma importancia que el operador conozcacualquier anormalidad durante esta maniobra (aprisionamiento, arrastre excesivo, prdidade circulacin, etc)Una vez finalizado el trip-out del BHA de perforacin, se proceder a armar la herramienta

de Extraccin de Testigos segn el procedimiento detallado de Christensen-Roder. Eneste punto es importante que el operador tenga buena informacin de la temperatura defondo del pozo para poder compensar la dilatacin de los tubos internos de aluminio.

Se inicia trip-in con especial atencin en cualquier inconveniente durante esta maniobra. Sila herramienta se asienta en cualquier punto del pozo, ser necesario colocar el kelly einiciar circulacin aplicando rotacin a la columna hasta lograr pasar.


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Luego de una situacin de este tipo, ser importante circular el pozo a fin de asegurar lalimpieza de la herramienta.Una vez en el fondo, se circular 1 o 2 circuitos completos para asegurar la correctalimpieza del pozo y la herramienta.Se inicia la perforacin variando los parmetros de menor a mayor hasta alcanzar losvalores nominales definidos para la formacin a recuperar.

CORE CATCHER


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BAJA INVASIN

Tanto en formaciones no consolidadas como en formaciones de gran permeabilidad essumamente importante reducir el contacto entre el fluido de perforacin y el testigo a losfines de reducir las posibilidades de prdida de testigo por lavado o la invasin del testigocon fluidos ajenos a la formacin. Los problemas pueden ser los siguientes:

Prdida de testigo por lavado: El fluido de perforacin erosiona el testigoreduciendo su dimetro impidiendo que el core catcher lo contenga o inclusolavndolo por completo.Invasin del fluido de perforacin: El contacto entre el fluido de perforacin y eltestigo puede incrementar la invasin de fluidos ajenos a la roca, deteriorando lacalidad de los estudios realizados sobre la misma en laboratorio. El testigo ha sido

contaminado.En estos casos se hace imprescindible la aplicacin de sistemas de baja invasin, quecombinando una corona y un core catcher de diseo especial, redireccionan la mayorparte del fluido a travez de canales frontales.

SISTEMAS DE EXTRACCIN CON CIERRE TOTAL (HYDROLIFT)

El sistema de Extraccin de Testigos con Cierre Total (Hydrolift) es la opcinrecomendada en todos aquellos casos en que la formacin a recuperar sea

inconsolidada en pozos verticales. El sistema permite la entrada del testigo atubo contenedor sin restricciones que puedan daarlo.

Adicionalmente al sistema de cierre total, el equipo dispone de un CoreCatcher convencional que permite levantar formaciones consolidadas, encaso de ser necesario.


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SISTEMAS DE EXTRACCIN WIRELINE

El sistema de Extraccin de Testigos Wireline se recomienda en todos aquellos casos enlos que sea necesario recuperar una gran cantidad de metros de muestra de un mismopozo vertical. Puede ser aplicado tanto en formaciones fcilmente perforables, como enformaciones extremadamente duras seleccionando la corona adecuada para cadaformacin.

GENERALIDADES DEL PROCEDIMIENTO OPERATIVO

Resumen de las etapas involucradas en una operacin de extraccin de testigos consistema Convencional

Una vez que se llega al punto de corona con BHA de perforacin, se iniciar trip-out segn

procedimientos de compaa de torre. Es de suma importancia que el operador conozcacualquier anormalidad durante esta maniobra (aprisionamiento, arrastre excesivo, prdidade circulacin, etc)Una vez finalizado el trip-out del BHA de perforacin, se proceder a armar la herramientade Extraccin de Testigos segn el procedimiento detallado de Christensen-Roder. Eneste punto es importante que el operador tenga buena informacin de la temperatura defondo del pozo para poder compensar la dilatacin de los tubos internos de aluminio.


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Se inicia trip-in con especial atencin en cualquier inconveniente durante esta maniobra. Sila herramienta se asienta en cualquier punto del pozo, ser necesario colocar el kelly einiciar circulacin aplicando rotacin a la columna hasta lograr pasar. Luego de unasituacin de este tipo, ser importante circular el pozo a fin de asegurar la limpieza de laherramienta.

Una vez en el fondo, se circular 1 o 2 circuitos completos para asegurar la correctalimpieza del pozo y la herramienta.

Se lanza el ITA por directa, se conecta al vstago y se encastra la bomba por unossegundos (3 a 5) hasta detectar un pico de presin en superficie (800 a 1000 PSIaproximadamente). Esto indica que el ITA ha llegado a su asiento correctamente.Se inicia la perforacin del testigo normalmente hasta completar intervalo. Se levanta laherramienta, se desconecta el vstago y se baja sistema de pesca con cable o alambre.

Se recupera muestra en superficie y se repite procedimiento lanzando un nuevo ITA pordirecta.


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85 M.O.

CORING SERVICES

La herramienta de pesca est compuesta por:

Energizador: Permite transmitir energa al conjunto de pesca a los fines de

liberarlo de un posible atascamiento.Barras de peso

Aumentan la energa de impacto en caso de ser necesarioCabeza de pesca:

Permite acoplarse al punto de pesca del ITA. Posee dos sistemas de seguridad redundantes que evitan que el ITA

pueda soltarse durante la maniobra de recuperacin del mismo.


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C ient SAI / K+S Date 20/09/10 Tota Operative Time 23.25 hoursFie La Fuente WL truc SAI Tota Dri e Core 177.9 mWe K5 AVG ROP 9.71 m/h

Average

Run Date From To Drill Time ROP From To Cored Recovered % Bottoms Up WL

1 20/9/10 17:58 19:02 01:04 1.88 689 691 2 2 100.0% 0 00:34

2 20/9/10 20:34 22:25 01:51 3.24 691 697 6 6 100.0% 00:25 00:303 21/9/10 00:08 03:40 03:32 2.55 697 706 9 8.6 95.6% 00:30 TO

4 21/9/10 17:10 19:36 02:26 3.70 706 715 9 9.04 100.4% 00:10 00:17

5 21/9/10 21:16 22:22 01:06 8.18 715 724 9 9.05 100.6% 00:07 00:30

6 22/9/10 00:11 01:12 01:01 5.90 724 730 6 6 100.0% 00:15 00:30

7 22/9/10 02:37 03:06 00:29 19.03 730 739.2 9.2 9.2 100.0% 00:15 00:30

8 22/9/10 05:32 06:18 00:46 11.87 739.2 748.3 9.1 9.15 100.5% 00:15 00:30

9 22/9/10 07:32 08:11 00:39 14.00 7 48.3 757.4 9.1 9.1 100.0% 0 0:15 00:30

10 22/9/10 10:06 10:51 00:45 12.13 757.4 766.5 9.1 9.1 100.0% 00:15 00:30

11 22/9/10 13:25 14:14 00:49 11.02 766.5 775.5 9 9 100.0% 00:15 00:30

12 22/9/10 15:31 16:22 00:51 10.82 775.5 784.7 9.2 9.2 100.0% 00:30 00:30

13 22/9/10 17:48 18:30 00:42 13.43 784.7 794.1 9.4 9.4 100.0% 00:30 00:30

14 23/9/10 00:34 01:22 00:48 11.38 794.1 803.2 9.1 9.1 100.0% 00:30 00:30

15 23/9/10 03:08 04:49 01:41 5.47 803.2 812.4 9.2 9.2 100.0% 00:30 00:30

16 23/9/10 06:38 07:25 00:47 11.74 812.4 821.6 9.2 9.2 100.0% 00:30 00:30

17 23/9/10 09:17 10:04 00:47 11.62 821.6 830.7 9.1 9.1 100.0% 00:30 00:30

18 23/9/10 12:21 13:02 00:41 13.32 830.7 839.8 9.1 9.1 100.0% 00:30 00:30

19 23/9/10 15:16 16:04 00:48 11.38 839.8 848.9 9.1 9.1 100.0% 00:30 00:30

20 23/9/10 18:15 19:10 00:55 9.82 848.9 857.9 9 9 100.0% 00:30 00:30

21 23/9/10 21:21 22:08 00:47 11.49 857.9 866.9 9 9 100.0% 00:30 00:30

2223:15 9.71 177.9 177.64 99.85% 07:42 09:51

Time Depths Meters

ASPECTOS OPERATIVOS Y DE SEGURIDAD

Durante el transcurso de una operacin de corte de testigo con sistema Wireline lacondicin en la que la maniobra se encuentra ms vulnerable a un kick del pozo es

durante la maniobra de recuperacin.Durante la maniobra de recuperacin del ITA, dada la escasa diferencia de dimetrosentre el Head Assembly y el ID de los DC y HW se puede provocar un pistoneoinvoluntario.


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87 M.O.

Coroneando en zonas con presencia de gas, se recomienda lo siguiente:

1. Finalizado el corte de los 9 metros, circular fondo afuera.

2. Al iniciar la recuperacin del ITA, se deber mantener una velocidad menor a 30m/m a travs de los DC y HW. Esta velocidad puede aumentar una vez en el DP.

3. Se deber disponer de un lubricador que permita circular el pozo para normalizaruna vez que se est con el cable dentro del pozo.

PROBLEMAS A SORTEAR EN OPERACIONES DE EXTRACCIN DE TESTIGOS

Resumen de problemas operativos que pueden presentarse en una operacin deextraccin de testigos.

Obstruccin del tubo interior por cutting o relleno :o La herramienta se asienta durante trip-in y la boca de la corona, los jets o el

tubo interior quedan obstruidos con material propio del pozo.Acuamientos:

o Por arcillas hidratables: el testigo aumenta de volumen una vez dentro deltubo que lo contiene, hasta el punto de formar un tapn que no puede serdesplazado hacia arriba.

o Por aumento de volumen por gas en roca: el testigo aumenta de volumenpor expansin del gas que se encuentra en la roca. Idem caso anterior.

o Por roca fracturada conglomerados: El testigo se encuentra altamentefracturado es un conglomerado de clastos voluminosos. A medida que vaingresando al tubo interior, algunos de los trozos de roca o clastos sedesacomodan formando una cua que impide el ingreso del testigo al tubo.

Lavado de testigo:o Por formaciones inconsolidadas: Si la formacin a coronear no es

suficientemente consolidada, la accin del fluido a travs de los jets de lacorona puede erosionar el testigo al punto de hacerlo regresar como cuttingo de reducir su dimetro al punto de que no sea posible sujetarlo para elCore Catcher.

BUENAS PRCTICAS EN OPERACIONES DE EXTRACCIN DE TESTIGOS

Resumen de las mejores prcticas previas y durante la operacin

Buen calibre del pozo: Si el BHA de perforacin presenta problemas durantetrip-out (excesivo arrastre) es recomendable realizar una carrera de calibre alos fines de evitar el asentamiento del BHA de Coring.


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Trip-In: Ser importante que el operador siempre est al tanto de cualquierinconveniente durante el trip-in del BHA de Coring, tales como asentamientode la herramienta, aprisionamiento, perdidas de circulacin, etc. a los fines deque se puedan analizar sus causas y proceder en consecuencia.Generalmente los asentamientos son productos de pozos de calibre pobre yrequieren maniobras de repaso y buena circulacin.Circulacin intermedia y en fondo: En pozos direccionales siempre esimportante realizar circuladas intermedias antes y despus de las curvas a losfines de evitar obstrucciones del dimetro interior. Del mismo modo, secircular el pozo una vez el BHA de Coring se encuentre en el fondo (1 2fondos arriba).Buen control de caudal, peso y torque: Es de extrema importancia que elequipo de perforacin tenga instrumental que pueda entregar a lo largo de todala operacin, datos vlidos de Caudal, Presin y Peso, ya que es la variacinde stos la nica herramienta que tiene el operador para evaluar lo que sucede

en el fondo del pozo.

DEFINICIN DE CORE HANDLING SERVICES

Se encuadra dentro de Core Handling a todos aquellos servicios asociados a lamanipulacin del testigo una vez que el mismo se encuentra en superficie a los fines deobtener datos y conservar sus cualidades hasta tanto el mismo llegue al laboratorio dondeser estudiado.Los mismos pueden ser clasificados como:

De adquisicin de datos.De preservacinDe estabilizacin

per02-ope-operaciones de perforaciÓn-ypfcm2013

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