Equipos de control rotativo y extracción de testigo corona en perforación de pozos
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Equipos de control rotativo
presión de fondo dentro de los límites fijados.
Equipo de control rotativo pasivo:
Sella el anular con un elemento de caucho de tamaño inferior a la tubería de perforación. El sello se endurece más al exponerse a condiciones de presión anular.
Activo:
Utiliza un sistema hidrostático para sellar la goma contra la tubería de perforación. Sistema automatizado, el operador solo cierra y abre.
EQUIPOS ON SHORE
Equipo de control rotativo: Asegura que el anular este bien empaquetado en condiciones estáticas y dinámicas. Hoy pasivos o activos y ofrecen una barrera de presión de 5000 psi en condiciones estáticas y 2500 psi durante la rotación. Desvía el flujo hacia el choke manifold y sella el espacio anular. Sistema de circulación cerrado, evita que el gas alcance al piso del equipo de perforación.
Carretel de flujo:
Tiene dos mangueras en cuello de ganso, una para el retorno de fluido y otra de respaldo. Función: Redireccionar fluido por el cuello de ganso hacia donde se requiera (usualmente hacia el Buffer Manifold, el cual tiene mayor control de la dirección o ruta que debe tomar el fluido).
Aislador de la sarta de perforación:
Se coloca debajo de la cabeza rotatoria y su comportamiento es similar al de una Preventora de influjo. Funciones: Aislar el pozo para cambiar la goma de la cabeza rotatoria por desgaste o mantenimiento. Si entra gas en el riser antes de que la BOP pudiera cerrarse para evitarlo, el aislador se cierra contra la tubería para iniciar la operación de circulación del gas.
Cabeza rotatoria
Se ubica en la parte superior del ensamblaje haciendo conexión con el conductor. Crea un sello con el anular mediante una goma rotatoria con el fin de evitar un influjo y para que el fluido pueda ser redireccionado. Se usa en conjunto con la Preventora de influjo tipo ariete.
EQUIPOS OFF SHORE
Ensamblaje de Riser: Crea sello con el espacio anular y redirecciona el fluido por una línea preferencial. Puede colocarse por encima o por debajo del anillo tensionador, el cual, en caso de gran oleaje y movimiento peligroso, da estabilidad.
Extracción de testigo corona
Es una operación realizada en generalmente en pozos exploratorios que consiste en cortar y extraer una muestra cilíndrica de la roca íntegra de una formación productiva o de interés para que, luego sea analizada en el laboratorio.
Objetivos de la extracción
Recuperar una muestra intacta de roca que conserva aún más propiedades y fluidos de la roca original que los cortes obtenidos en la perforación convencional. Si bien es una operación muy costosa de realizar, proporciona muy valiosa información para determinar evaluación del reservorio: ❖ Porosidad ❖ Permeabilidad ❖ Litología ❖ Contenido de fluidos ❖ Ángulo de inclinación ❖ Edad geológica ❖ Potencial productor de la formación.
Método de extracción
El método convencional requiere sacar la sarta de perforación del pozo al momento de tomar la muestra. El trépano saca núcleo y el barril recolector son conectados al fondo de la sarta de perforación y bajados al fondo del pozo. Esta operación es muy parecida a la perforación normal, pero mucho más cuidadosa y lenta. Cualquier cambio repentino en la rotación de la sarta puede ocasionar que se rompa el núcleo y caiga dentro del hueco ó que trabe el barril, impidiendo continuar la extracción.
Riesgos durante la extracción:
Existe un riesgo mayor de suavear (pistonear) los fluidos de la formación cuando se esté sacando la tubería para la recuperación del núcleo, ya que el espacio anular es reducido. Existe el peligro de influjo de gas y así producir una surgencia/blowout. Por esto es importante regular la velocidad de extracción de la muestra.
Tipos de Trépano:
aªTrépano usado en formaciones medianamente duras. B. Trépano usado en formaciones duras a muy duras C. Trépano usado en formaciones extremadamente duras. Trépano usado en formaciones fracturadas. B. Trépano usado en formaciones arcillosas C. Trépano usado en formaciones bien cementadas.
Aprisionamiento
Es una condición por la cual la sarta de perforación no puede moverse, rotarse o realizar movimientos alternativos a lo largo del eje del pozo. Este es el mayor problema de perforación en términos de tiempos y costos. Debemos tener en cuenta que esta condición se puede ver producida por diferentes causas.
Causas más comunes de aprisionamiento:
Formaciones no consolidadas. ● Pegadura de ojo de llaves. ● Formaciones móviles. ● Zonas geopresionadas. ● Formaciones reactivas. ● Vibración de la sarta de perforación. Aprisionamiento por pega diferencial. ● Enchavetamiento. ● Formaciones duras y abrasivas. ● Bloques de cemento. ● Geometría del pozo.
Empaquetamiento
Causados por: ● Recortes depositados ● Inestabilidad de la lutita ● Formaciones no consolidadas ● Cemento o basura en el pozo.
Recortes depositados:
Si los recortes no son retirados del pozo se acumulan en este, causando empaquetamiento de pozo y a pegadura de la columna de perforación. El derrumbe se produce por una mala reología del lodo y por baja velocidad anular. Este problema ocurre.
Inestabilidad de la lutita:
La lutitas inestables pueden causar obturación y aprisionamiento cuando cae dentro del pozo. La inestabilidad puede producirse a: ● Lutitas sensibles al agua perforadas con poco o nada de inhibición del lodo ● Lutitas absorben el agua y se hinchan dentro de las paredes del hueco ● Reacción dependiendo del tiempo.
Formaciones no consolidadas:
Este afecta las formaciones que no pueden ser soportadas por el sobre balance hidrostático solo. En general se encuentran en formaciones someras.
Cemento o basura en el pozo:
Cuando estos caen dentro del pozo pueden actúa como cuña y bloquea la columna de perforación, esto puede ocurrir cuando el cemento pierde su estabilidad alrededor del zapato de perforación de la tubería de revestimiento.
Pega diferencial
Es la fuerza de pega diferencial generada por la presión hidrostática de sobre balance al empujar a la sarta sobre el revoque grueso frente a una formación permeable.
Presión diferencial causas:
● Por sobrebalance, cuando la presión hidrostática es mayor que la presión de formación. ● Formaciones permeables con altos filtrados. ● Pérdida de circulación parcial o total.
Pesca
En la perforación siempre está presente la posibilidad de que se quede en el pozo componentes de la sarta de perforación u otras herramientas o elementos utilizados en las distintas tareas de obtención de datos, pruebas o terminaciones del pozo, ocasionando lo que generalmente se le llama tarea de pesca, osea rescatar o sacar del pozo esa pieza que perturba la continuidad de las operaciones.
Causas:
La pesca es uno de los problemas que más afectan el desarrollo de la perforación de un pozo. Varias son las causas, pero las más comunes son: