Syllabus de Perforacion II 2-2011

I N G E N I E R I A E N G A S Y P E T R O L E O S

RED NACIONAL UNIVERSITARIA UNIDAD ACADÉMICA SANTA CRUZ

Facultad de Ingeniería

Ingeniería en Gas y Petróleos

SEXTO SEMESTRE

SYLLABUS DE LA ASIGNATURAPERFORACIÓN II

Autor: Ing. Nelson Hurtado M

Gestión Académica II /2011

U N I V E R S I D A D D E A Q U I N O B O L I V I A

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UDABOLUNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA

Acreditada como PLENA mediante R. M. 288/01

VISIÓN DE LA UNIVERSIDAD

Ser la Universidad líder en calidad educativa.

MISIÓN DE LA UNIVERSIDAD

Desarrollar la Educación Superior Universitaria con calidad y

competitividad al servicio de la sociedad.

Estimado (a) alumno (a);La Universidad de Aquino Bolivia te brinda a través del Syllabus, la oportunidad de contar con una compilación de materiales que

te serán de mucha utilidad en el desarrollo de la asignatura. Consérvalo y aplícalo según las instrucciones del docente.


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SYLLABUS

Asignatura: Perforación II

Código: PET – 201

Requisito: PET-200

Carga Horaria:100 horas Teórico Prácticas

Créditos: 5

I. OBJETIVOS GENERALES DE LA ASIGNATURA.

Clasificar los tipos de trépanos y su aplicación durante la perforación.Determinar el costo métrico de la perforación.

Realizar cálculos de las presiones que se presentan en una perforación.

Realizar diseños de sarta de perforación en base a las formaciones a ser perforadas.

Identificar y cuantificar los problemas acarreados por el descontrol de un pozo.

II. PROGRAMA ANALÍTICO DE LA ASIGNATURA.

UNIDAD I: CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE TREPANOS

TEMA 1. Selección de Trépanos o Barrenas

1.1. Clasificación de trépanos1.1.1. Rock bits1.1.2. D-Rock bits1.1.3. PDC1.1.4. Otros

1.2. Calificación de trépanos1.3. Selección de trépanos.1.4. Costo métrico de la perforación1.5. Portamechas (drill collars)1.6. Función de los portamechas

TEMA 2. Presiones

2.1 Presión hidrostática2.2 Presiona de formación2.3 Exponente “d” y “dc” 2.4 Métodos para determinar “d” y “dc”

2.4.1 Método Rehm y Mc Clendon2.4.2 Método de Zamora

2.5 Presión de fractura


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2.6 Prueba de fractura2.6.1 Densidad equivalente de circulación2.6.2 Ecuación Hubbert y Wills2.6.3 Leak of test

UNIDAD II: HIDRÁULICA Y CONTROL DE POZO

TEMA 3. Hidráulica de la Perforación

3.1 Definición3.2 Reología 3.3 Modelo de Ley de Potencia3.4 Caudal reducido3.5 Caudal crítico3.6 Perdidas de presión por fricción en conexiones superficiales3.7 Perdidas de presión por fricción en el interior de la sarta3.8 Perdidas de presión por fricción en el espacio anular3.9 Perdidas de presión por fricción en las boquillas del trépano3.10 Cálculos y análisis de los parámetros de la hidráulica3.11 Porcentaje de limpieza del pozo

TEMA 4. OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA

4.1 Caudal máximo4.2 Máxima potencia4.3 Máximo impacto4.4 Velocidad en las boquillas4.5 Caudal máximo4.6 Pérdida de presión excluyendo el trépano4.7 Cálculo de la pendiente4.8 Presión óptima en las boquillas4.9 Velocidad óptima en las boquillas4.10 Área de las boquillas4.11 Diámetro óptimo en las boquillas

TEMA 5. Control de Pozos (Well Control)

5.1 Definición5.2 Causas del descontrol de pozos5.3 Identificación de un descontrol5.4 Falta de llenado del pozo5.5 Presión de suaveo5.6 Pérdida de circulación5.7 Densidad de lodo insuficiente5.8 Aumento del volumen de lodo en los piletas5.9 Aumento de la velocidad de flujo de retorno5.10 Aumento de la velocidad de perforación5.11 Pozo fluyendo en condiciones estáticas5.12 Disminución de la presión de circulación5.13 Cambio en le peso de la sarta5.14 Contaminación del lodo5.15 Métodos para controlar un pozo


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5.16 Método del perforación5.17 Método de esperar y pesar5.18 Método del concurrente5.19 Otros métodos

UNIDAD III: DISEÑO DE LA HERRAMIENTA DE PERFORACIÓN

TEMA 6. Diseño de Sarta de Perforación

6.1 Sarta de sondeo6.2 Diseño de la sarta de perforación

6.2.1 Diseño a la Tensión6.2.2 Diseño al colapso6.2.3 Diseño al reventamiento6.2.4 Diseño a la torsión

6.3 Calculo del peso disponible sobre el trepano6.3.1 Criterio tensión-compresión6.3.2 Criterio de pandeo

TEMA 7. Cañerías

7.1 Cañerías de revestimiento7.2 Clases de cañerías de revestimiento

7.2.1 Conductora7.2.2 Superficial7.2.3 Intermedia7.2.4 De producción o explotación7.2.5 Linner o cañería corta

7.3 Presión de reventamiento7.4 Presión de colapso7.5 Resistencia a la tensión7.6 Efecto Biaxial

III. ACTIVIDADES PROPUESTAS PARA LAS BRIGADAS UDABOL

Las Brigadas UDABOL constituyen un pilar básico de la formación profesional integral de nuestros estudiantes. Inmersos en el trabajo de las brigadas, los estudiantes conocen a fondo la realidad del país, y completan su preparación académica en contacto con los problemas de la vida real y la búsqueda de soluciones desde el campo profesional en el que cada uno desempeñara en el futuro próximo.

La actividad de las brigadas permite a nuestros estudiantes llegar a ser verdaderos investigadores capaces de elaborar y acometer proyectos de desarrollo comunitario y, a la vez adquirir hábitos de trabajo en equipos multidisciplinarios como corresponde al desarrollo alcanzada por la ciencia y la técnica en los tiempos actuales. De interacción social y la elaboración e implementación de proyectos de investigación y desarrollo comunitario derivados de dichos programas confiere a los estudiantes quienes son, sin dudas, los mas beneficiados con esta iniciativa, la posibilidad de:

Desarrollar sus prácticas pre-profesionales en condiciones reales y tutoradas por sus docentes, con procesos académicos de enseñanza y aprendizaje en verdadera aula abierta.


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Trabajar en equipos, habituándose a ser parte integral de un todo que funciona como un sistema, desarrollando un lenguaje común, criterios y opiniones comunes, y planteándose metas y objetivos comunes para dar soluciones en común a los problemas.

Realizar investigaciones multidisciplinarías en un momento histórico en que la ciencia atraviesa una etapa de diferenciación y en que los avances tecnológicos conducen a la aparición de nuevas y más delimitadas especialidades.

Desarrollar su mentalidad, critica y solidaria, con plena conciencia de nuestra realidad nacional.

IV. EVALUACIÓN DE LA ASIGNATURA

PROCESUAL O FORMATIVA

A lo largo del semestre se realizarán exposiciones, repasos cortos y otras actividades de aulas; además de los trabajos de brigadas realizados con la universidad .Cada uno se tomará como evaluación procesual calificándola entre 0 y 50 puntos.

DE RESULTADOS DE LOS PROCESOS DE APRENDIZAJE O SUMATIVA (examen parcial o final)

Durante el semestre se tomarán 2 exámenes parciales teórico-prácticos y un examen final con las mismas características.

Cada examen, tanto parcial como final, se evaluará entre 0 y 50 puntos.

El proyecto a realizar se evaluará con una puntaje equivalente entre el 80 al 100% de la nota del examen final, dependiendo del resultado final del proyecto.

V. BIBLIOGRAFÍA BASICA

AGUILERA, R. ARTINDALE, G.M. CORDELL, “Formation evaluation, drilling and production”,

1991.

MICHAEL J. CONOMIDES, DANIEL HILL. “Petroleum Productium Systems. Engleword Cliffs”,

New Jersey, 1993

SENDA Team s.r.l.,” Asesoramiento y Capacitación en Perforación de Pozos”, 2004

UREN, LESTER CHARLES.” Ingeniería de producción de petróleo y explotación en campos

petroleros”. Editorial Continental, México, 1988.

WELL CONTROL SCHOOL INTERNATIONAL TRAINING SERVICES, INC., “Manual de

Trabajo de Control de Pozos”, Harvey, LA USA, 2003

BIBLIOGRAFÍA COMPLEMENTARIA

ADAMS, Neal J. Drilling engineering, 1984.

AGUILERA, R. ARTINDALE, G.M. Cordell, Formation evaluation, drilling and production, 1991.

BAKER Company, Conceptos básicos de perforación, 1980.


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VI. CONTROL DE EVALUACIONES

1° evaluación parcialFechaNota

2° evaluación parcialFechaNota

Examen finalFechaNota

APUNTES


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VII. PLAN CALENDARIO.

SEMANA ACTIVIDADES ACADÉMICAS OBSERVACIONES

1ra. Avance de materia Tema 1

2da. Avance de materia Tema 1


4ta. Avance de materia Tema 2

5ta. Avance de materia Tema 2 Primera Evaluación


7ma. Avance de materia Tema 3

8va. Avance de materia Tema 3

9na. Avance de materia Tema 3

10ma. Avance de materia Tema 4

11ra. Avance de materia Tema 4 Segunda Evaluación

12da. Avance de materia Tema 4



15ta.Avance de materia

Tema 6

16ma.Avance de materia

Tema 6

17va.Avance de materia

Tema 7

18ma.Avance de materia

Tema 7

19va.Avance de materia

Tema 7

20na. Evaluación final Presentación de Notas

21raEvaluación del segundo turno

Presentación de NotasPresentación de Notas


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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD

WORK PAPER # 1

UNIDAD O TEMA: TEMA 1

TITULO: Selección de trépanos

PERIODO DE EVALUACIÓN: Primer Parcial

SELECCIÓN DE TRÉPANOS O BROCAS DE PERFORACIÓN

INTRODUCCIÓN

La selección correcta de los trépanos es un factor muy importante en el planeamiento y en la ejecución de un plan de perforación. Una selección precisa y acertada va a ayudar para lograr una perforación (libre de problemas. AI efectuar la selección se deberán tener en cuenta los siguientes factores:

- Costo de la broca - Tipo de formación a perforar- Costo diario de operación- Sistema de lodos en uso

TRÉPANOS DE DIAMANTES

Las brocas de diamante poseen un uso especializado y limitado en casos cuando las brocas rotarias no resultan económicas. Debido a (a gran dureza de los diamantes y a su alta resistencia a la erosión, se pueden utilizar con éxito para perforar formaciones duras y abrasivas.

Las brocas de diamante policristalino o "stratapax" o PDC son la adición más reciente a las brocas de perforación. Se utilizan con gran éxito en formaciones blandas a semiblandas no muy abrasivas.

SELECCIÓN DE TRÉPANOS DE ACUERDO AL TIPO DE FORMACIÓN

- Formaciones Blandas

Requerirán un diseño de dientes largos, reducidos en número, y agudos. La hilera interna tendrá un tratamiento de carburo para endurecerlos para mayor resistencia a la abrasión.

El diámetro y tamaño de los rodamientos es reducido ya que estas brocas no requieren la aplicación de altos pesos sobre la broca. En este diseño se maximiza la acción de pala que ya fuera mencionado.


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- Formaciones Medias

El diámetro de los rodamientos se ve incrementado ya que se aplicarán mayores pesos sobre la broca. El offset (Angulo de las Estructuras de corte) de los conos se reduce un poco para minimizar el efecto del arrastre de los conos sobra la formación. Los dientes aumentan en número y se disminuyen en tamaño para incrementar a la fuerza de los mismos.

- Formaciones Duras

Para perforar este tipo de formaciones se requiere el uso de pesos elevados sobre la broca. Los dientes no penetran a la formación sino que van a fracturarlos mediante acción mecánica. Los dientes son numerosos, pequeños y robustos para aceptar las altas cargas que se deben aplicar. Los diámetros de los rodamientos son más elevados y no hay offset de los conos.

De acuerdo a la clasificación más corriente los trépanos se clasifican en tres grupos: a) los trépanos de arrastre o cola de pescado, b) trépanos de conos deslizables o ha rodillos y c) trépanos de diamante.


TRÉPANOS TRICONOS DIFERENTES TIPOS DE TRÉPANOS DE DIAMANTE

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CUESTIONARIO WORK PAPER Nº 1

1. ¿Por qué es importante hacer una buena selección del trépano a usar en la perforación de un pozo petrolero?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

2. ¿Qué factores deben tomarse en cuenta para la selección de un trépano?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

3. ¿Qué tipos de trépanos conoce?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

4.- Un trépano para perforar formaciones duras tiene dos de las siguientes características:

a) 1. Requerirán un diseño de dientes largos. 2. Reducido número de dientes

b) 1. Los dientes son numerosos, pequeños y robustos. 2. Los diámetros de los rodamientos son más elevados y no hay offset de los conos.

c) 1. El diámetro y tamaño de los rodamientos es reducido. 2. Reducido número de dientes

5.- Las brocas de diamante policristalino o PDC se utilizan con gran éxito en formaciones blandas a semiblandas no muy abrasivas.

F V

6.- Explique las especificaciones de un trépano de diamante o PDC………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………


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WORK PAPER # 2


TITULO: Presiones

PERIODO DE EVALUACIÓN: Primer Parcial

PRESIONES

OBJETIVO DE LA UNIDAD

Al finalizar la unidad el estudiante deberá ser capaz de diferenciar, calcular y aplicar en diferentes operaciones en campo la presión hidrostática, presión de formación, Sobrecarga y Factura.

PRESIÓN HIDROSTÁTICA

La presión hidrostática es la presión total del fluido en un punto del pozo. “Hidro” significa agua o fluidos que ejercen presión sobre el agua, y “estática” significa que no está en movimiento. Por lo tanto la presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria. La presión hidrostática no depende de la forma o tamaño del recipiente que lo contiene, sino única y exclusivamente de la profundidad vertical verdadera de la columna de fluido y de su densidad.

Ph (psi) = 0.052 * Densidad (ppg) * TVD (ft)Ph (psi) = 1.42 * Densidad (gr/cc) * TVD (m)

OPh = Gradiente presión (psi/ft) * TVD (ft)Ph = Gradiente presión (psi/m) * TVD (m)

Donde:TVD: Profundidad vertical verdadera (PVV)

PRESIÓN DE FORMACIÓN:

La presión de formación es la que existe dentro de los espacios porales de la roca de esa formación. Esa presión resulta del peso de la sobrecarga (capas rocosas) por encima de la formación, que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos. Los granos son el elemento sólido o “material rocoso” y los poros son los espacios entre los granos. Si los fluidos porales tienen libertad de movimiento y pueden escaparse, los granos pierden parte de su soporte, y se aproximan entre ellos.

Este proceso se denomina compactación. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en los espacios porales.


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PRESIÓN SOBRECARGA

La presión de sobrecarga es la presión ejercida en un punto determinado debido al peso de los minerales que componen los sedimentos ubicados por encima de ese punto mas el peso de los fluidos contenidos en su espacio poral.

PRESIÓN DE FRACTURA

La presión de fractura es la cantidad de presión que se necesita para deformar de modo permanente (fallar o separar) la estructura de la formación. Superar la presión de la formación o entrar un bajo caudal a la formación, no es suficiente para provocar una fractura, si el fluido poral tiene libertad de movimiento. En cambio, si el fluido poral no puede desplazarse o acomodarse, si puede ocurrir una fractura o deformación permanente de la formación.

Las presiones de fractura se pueden expresar como un gradiente (psi)ft), un equivalente de presión (ppg) o por la presión de superficie acumulada (psi). Los gradientes de fractura, por lo general, aumentan con la profundidad, principalmente debido al aumento de la presión por sobrecarga. Las formaciones profundas y altamente compactadas pueden requerir presiones de fractura muy elevadas para superar la presión existente de formación y la resistencia estructural de la roca.

Formaciones poco compactas, tales como las que se encuentran justo debajo de aguas profundas, pueden fracturar a gradientes bajos. Las presiones de fractura, a una profundidad determinada, pueden variar en forma considerable como resultado de la geología del área.

CLASIFICACIÓN DE PRESIONES DE FORMACIÓN

PRESIONES NORMALES:

Las formaciones de presión normal ejercen una presión similar a la que ejerce una columna de “fluido nativo” desde la formación hasta la superficie. Por lo general, el gradiente de presión del fluido nativo del área oscila entre 0.433 psi/ft a 0.465 psi/ft, pero puede variar dependiendo de la región geológica. Generalmente al gradiente de presión de agua dulce de 0.433 psi/ft suele considerárselo “normal” , pero cabe recordar que la calidad de “normal” varía de región en región.


PRESIÓN HIDROSTÁTICA

PRESIÓN DE FORMACIÓN

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En formaciones con presiones normales, los granos que componen las rocas soportan la mayor parte del peso de la sobrecarga. Mientras aumenta la sobrecarga, los fluidos porales tienen libertad para trasladarse y el espacio del poro se reduce por la compactación.

PRESIONES SUBNORMALES:

Las formaciones con presiones subnormales, por lo general, tienen gradientes de presión inferiores a los del agua dulce o menos de 0.433 psi/ft. Naturalmente, pueden desarrollarse presiones inferiores a lo normal por desaparición total de la sobrecarga, quedando la formación expuesta a la superficie. La reducción de los fluidos porales originales a través de evaporación, capilaridad y dilución produce gradiente hidrostáticos inferiores a los 0.433 psi/ft. El hombre también puede generar presiones por debajo de lo normal a través de la producción de fluidos de formación.

PRESIONES ANORMALES:

Las formaciones con presiones anormales ejercen presiones mayores que la hidrostática (o gradiente de presión) del fluido contenido en la formación. Las formaciones con presiones anormales, se generan porque durante la fase de compactación, el movimiento del fluido de los poros se restringe o se detiene, forzando de esa manera a que la sobrecarga sea soportado mas por el fluido de los poros que por los granos.

Esto da como resultado una “presurización” de los fluidos porales, excediendo por lo general los 0.465 psi/ft. Para controlar estas formaciones puede necesitarse fluidos de mayor densidad y, a veces, superior a los 20 ppg.

Puede haber otras causas para la existencia de presiones fuera de lo normal , tales como fallas, domos salinos, levantamientos y diferencias de elevación de las formaciones bajo tierra. En muchas regiones, cientos de pies de capas de capas rocosas preexistentes (sobrecarga) fueron desapareciendo por erosión. Esta pérdida de profundidad puede dar como resultado que una presión que antes de la desaparición de las capas superiores, se consideraba normal, ahora al encontrarse a una profundidad menor, deba ser reclasificada como presión anormal.

Podrá observarse también un cambio de “presión normal” (a mayor profundidad) a “presión anormal” (a mayor profundidad) cuando por una falla geológica la formación bajo presión normal es movida hacia arriba o cuando se produce un movimiento tectónico ascendente hacia profundidades menores, al tiempo que se impide la pérdida de cualquier fluido poral en el proceso. Cuando algo así sucede, y se perfora en la formación, puede resultar necesario el uso de densidades de lodo superiores a los 20 ppg para control de pozos. Este proceso de formaciones con desplazamiento ascendentes, que mantienen presión poral original, es la causa de gran parte de las zonas poco profundas con presiones anormales que existen en el mundo.

En aquellas áreas en las que existen fallas, se predice la existencia de capas salinas o de domos o se reconocen gradientes geotérmicos excesivos; las operaciones de perforación podrán encontrar presiones anormales. Las formaciones con presiones anormales pueden, por lo general, detectarse con anticipación, tomando en cuenta antecedentes de otros pozos, la geología de superficie, los perfiles del pozo o a través de investigaciones geofísicas.


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MÉTODOS Y ANÁLISIS CUANTITATIVO DE PRESIONES ANORMALES

TÉCNICAS DE DETECCIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN:

Las siguientes son las señales más habituales que indican una zona de presión anormal. Estas señales deben ser interpretadas por una dotación experimentada, porque muchas de ellas pueden tener otras explicaciones.

1. Variaciones en la velocidad penetración2. Variaciones en la forma, tamaño y cantidad de los recortes del trépano.3. Aumento del torque de la rotación.4. Aumento en el arrastre.5. Desmoronamiento de arcillas.6. Aumento en el contenido de gas.7. Variaciones en el exponente “d” normal.8. Disminución de la densidad de las arcillas9. Aumento en la temperatura de la línea de calidad.10. Aumento en el contenido de cloruro.

No todos estos indicadores se presentan al mismo tiempo. La dotación debe saber reconocerlos como posibles señales de que se está perforando en zonas de presiones más elevadas.

TASA DE PENETRACIÓN

El aumento de la velocidad de penetración es uno de los métodos más ampliamente aceptados para determinar cambios en la presión poral. Lo normal es que la velocidad de perforación disminuya con la profundidad. Esta disminución, provocada por el aumento de la dureza y densidad de la roca, es controlada también mediante la diferencia entre presión hidrostática y presión poral.

El aumento de la velocidad de perforación indica un aumento en la presión de formación. La velocidad aumenta cuando se penetra una zona de presión anormal porque las formaciones contienen más agua y son más blandas. Esto significa que los recortes se desprenderán bajo el trépano con más facilidad. Si se advierte que la velocidad de penetración no varía o aumenta gradualmente, cuando debería estar disminuyendo, se puede inferir que las presiones de la formación están aumentando.

Un cambio abrupto en la velocidad de avance de la penetración, ya sea un aumento o una disminución, indican que se está perforando una nueva formación que podría ser más permeable, y que podría provocar una surgencia. Cuando se perfora una zona de transición, debe mantenerse el peso del lodo lo más próximo posible a la presión de la formación, de manera que cualquier lodo aumentará la presión diferencial y reducirá la velocidad de perforación, lo cual ocultará el aumento de la velocidad que normalmente se atribuye a los aumentos de presión.

EXPONENTE DE PERFORACIÓN:

El método del exponente “d” se ha convertido en una herramienta muy útil para detectar y predecir presiones anormales. La preparación del exponente “d” es simple y no requiere equipo especial. La información que debe estar disponible en el área del equipo es: velocidad de penetración, R.P.M. de la rotación, peso sobre el trépano y diámetro del pozo. Luego, se calcula el exponente “d” (mediante computadora o mamógrafo), y se lo representa gráficamente en papel de semilogarítmico. Los cambios en la inclinación de la línea señalan las zonas presurizadas. Las mejoras en las técnicas de representación gráfica han refinado el método a un punto tal que en muchas áreas se puede predecir el peso de lodo requerido con una precisión de 0.2 a 0.6 ppg. Si se la emplea en forma apropiada, esta información puede reducir las surgencias y, lo que es igual de importante, puede evitar el empleo innecesario de lodos muy pesados que disminuyen la velocidad de perforación y aumenta el costo.


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Hay un número de limitaciones que pueden afectar el exponente “d” y el exponente “dc”. Estas limitaciones son:

1. El desgaste de la mecha2. Cambios agudos en el tipo de la mecha, el peso sobre la mecha o velocidad

rotatoria, pueden causar cambios injustificados en el exponente “dc”.3. Arenas o lutitas húmedas pueden causar grandes cambios en el exponente ”dc”.4. Condiciones de sobrebalance severo.5. Mechas (barrenas) de inserto o de diamante no proveen buenos valores de

exponente “dc”.

WORK PAPER Nº 2

1. Calcular la densidad de lodo necesaria para perforar una formación hasta los 3100 m, cuya presión de formación es igual a 3800 psi, se requiere perforar con una presión diferencial a favor del pozo de 250 psi.

2. Calcular la densidad de lodo necesaria para perforar una formación hasta los 8250 ft, cuya presión de formación es igual a 3960 psi, se requiere perforar con una presión diferencial a favor del pozo de 300 psi.

3. Calcular la densidad necesaria para ahogar el pozo a una profundidad de 4000 m, la densidad del lodo utilizado es 1.02 gr/cc, la presión de cierre en superficie (sspp) 350 psi, presión de cierre en el espacio anular (scpp) 500 psi.

4. Calcular la densidad necesaria para ahogar el pozo a una profundidad de 12800 ft, la densidad del lodo utilizado es 1.1 gr/cc, la presión de cierre en superficie (sspp) 335 psi, presión de cierre en el espacio anular (scpp) 485 psi.

5. Calcular la presión de fractura a 3500 m, cuya presión de formación es 4200 psi. Considerar condiciones normales de presión de sobrecarga.

6. Calcular la densidad necesaria para ahogar el pozo a una profundidad de 10700 ft, la densidad del lodo utilizado es 9.1 ppg, la presión de cierre en superficie (sspp) 320 psi, presión de cierre en el espacio anular (scpp) 500 psi.

7. Calcular la presión de fractura a 2800 m, cuya presión de formación es 3900 psi. Considerar condiciones normales de presión de sobrecarga.


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WORK PAPER # 3


TITULO: Hidráulica de la perforación

PERIODO DE EVALUACIÓN: Segundo Parcial

Hidráulica de la Perforación

Reología e hidráulica de fluidos son términos de ingeniería que describen el comportamiento de fluidos en movimiento. Este capítulo explica los términos reológicos e identifica los regímenes de flujo. Este capítulo compara también los diferentes modelos reológicos y se ocupa de las condiciones bajo las cuales se usan.

Finalmente, este capítulo explica la hidráulica de los fluidos y contiene cálculos para flujo laminar y turbulento.

Regímenes de flujo

Hay tres tipos básicos de regímenes de flujo, que son:

1) Laminar2) Turbulento3) Transición

El flujo laminar tiene lugar entre bajas y moderadas velocidades de corte en que las capas de fluido pasan unas junto a otras en forma ordenada. Este movimiento es paralelo a las paredes del cauce a través del cual se mueve el fluido. La fricción entre el fluido y las paredes del canal es menor en este tipo de flujo. Los parámetros reológicos del lodo son importantes para el cálculo de las pérdidas de presión por fricción en lodos de flujo laminar.

El flujo turbulento se produce a altos índices de cizallamiento, cuando el fluido se mueve en forma caótica. En flujo turbulento las partículas son arrastradas por giros al azar y remolinos de corriente. La fricción entre el fluido y las paredes del canal es mayor para este tipo de flujo. Los parámetros reológicos no son de gran significación en el cálculo de las pérdidas de presión friccional para lodos en flujo turbulento.

Tiene lugar flujo transicional cuando el flujo cambia de flujo laminar a flujo turbulento o viceversa. La velocidad crítica de un fluido es la velocidad particular a la cual el flujo cambia de laminar a turbulento o viceversa.

Términos usados en los cálculos de hidráulica de fluidos


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Se usan ecuaciones matemáticas para predecir el comportamiento de los fluidos de perforación que circulan a través de las tuberías y espacios anulares. Las velocidades y caídas de presión encontradas durante la circulación son de particular importancia para las operaciones de perforación. Varios importantes términos usados en cálculos de hidráulica se definen debajo.

Número de Reynolds (N ) Re

Un término numérico adimensional decide si un fluido circulante estará en flujo laminar o turbulento. A menudo un número de Reynolds mayor de 2,100 marcará el comienzo de flujo turbulento, pero no siempre es así.

Número crítico de Reynolds (N ) Rec

Este valor corresponde al número de Reynolds al cual el flujo laminar se convierte en flujo turbulento.

Factor de fricción (f) Este término adimensional es definido para fluidos de la ley de la potencia en flujo turbulento y relaciona el número de fluido de Reynolds con un factor de “aspereza” de la tubería. La Figura 9-2 muestra la relación entre el número de Reynolds y el factor de fricción para flujo laminar (N < 2,100), y de diversos valores de n para fluidos en flujo turbulento (Re > 2,100).

Los parámetros calculados en la hidráulica de un pozo son los siguientes:

1) Caudal reducido2) Caudal crítico3) Perdidas de presión por fricción en conexiones superficiales4) Perdidas de presión por fricción en el interior de la sarta5) Perdidas de presión por fricción en el espacio anular6) Perdidas de presión por fricción en las boquillas del trépano7) Cálculos y análisis de los parámetros de la hidráulica8) Porcentaje de limpieza del pozo


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WORK PAPER # 3

1.- Realizar la hidráulica del pozo VBR-81D, el cual tiene los siguientes datos:

Lodo:

D = 1.67 gr/ccVP = 30 cpsYP = 19 lbs/100 ft2

L600= 79L300 = 49L200 = 35L100 = 26L6 = 5L3 = 4

Sarta:

DP’s 3.5” x 2.764” x 13.3 lb/ft + 150 m HW’s 3.5” x 2.0625” x 26 lb/ft + 232.47m DC’s 4.75” x 2.25” x 46.7 lb/ft

Casing:

7” x 6.276” x 26 lb/ft, N-80 asentada y cementada a 1621 m

Bomba de lodo:

Dc = 5”Lc = 10”Qb = 300 GPM Efic.= 95%Pmáx.= 4000 psi

Recortes de perforación:

Dp = 0.2”dp = 2.6 gr/cc

Bit:

Marca REED D = 6”Boquillas = 3x12

Profundidad del pozo = 2139 m


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WORK PAPER # 4


TITULO: Optimización Hidráulica

PERIODO DE EVALUACIÓN: Segundo Parcial

OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA

DEFINICIÓN

La optimización de la hidráulica es el uso eficiente y racional de la energía o presión de la bomba que se está empleando para desplazar o circular el lodo a través del sistema. Uno de los factores mas importantes para una buena penetración es una hidráulica óptima.

Los métodos utilizados para realizar la optimización hidráulica de un pozo son los siguietes:

1) Máxima Potencia o Potencial Hidráulico2) Fuerza de Impacto o Máximo Impacto3) Velocidad en las boquillas

La optimización de la hidráulica consiste en la determinación de cual será el porcentaje óptimo de la presión máxima de superficie que debe ser consumido en el sistema excluyendo el trépano.

El resto de la energía será empleado en el trépano, presumiblemente para brindar una penetración óptima.

La optimización hidráulica consiste en la selección de los mejores caudales de bomba, caídas de presión a través de los jets, y tamaño de los nozzles. Esta selección va a proveer un tamaño óptimo de nozzles que a su vez va a producir una caída óptima de presión en el trépano para brindar la mejor penetración.

Los parámetros calculados en la optimización son los siguientes:

1) Caudal máximo2) Caudal mínimo3) Pérdida de presión excluyendo el trépano4) Cálculo de la pendiente5) Presión óptima en las boquillas6) Velocidad óptima en las boquillas7) Área óptima en las boquillas8) Diámetro óptimo en las boquillas


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WORK PAPER # 4

1.- Realizar la optimización hidráulica del pozo MTG-56 mediante los tres métodos conocidos. Los datos son los siguientes:

Casing: 9.625” x 8.755” x 43.5 lb/ftDP’s : 4.5” x 3.826” x 16.6 lb/ft

PMáx.B = 3700 psi

Máxima potencia de la bomba = 1339 HP

Bit : 8.5”; Tipo M-44 NF; boquillas 3x18”

Lodo Benmtonítico: Dl = 15 ppg; VP = 20 cps; YP = 18 lbs/100 ft2

Recortes de perforación: Dp = 0.25”; dp = 21 ppg; Vel.sól. = 25 ft/min

DPN = 2230 psi a 350 GPMDPN = 910 psi a 200 GPM

2.- Realizar la optimización hidráulica del pozo LPÑ-36 mediante los tres métodos conocidos. Los datos son los siguientes:

Casing: 9.625” x 8.681” x 47 lb/ft cementada a1850 mDP’s : 4.5” x 3.826” x 16.6 lb/ftHW’s = 5” x 3” x 24 lb/ft PM’s = 6” x 2.25”

PMáx.B = 3000 psiMáxima potencia de la bomba = 1250 HP

Bit : 8.5”; tipo HP53; boquillas 3x17”

Lodo Bentonítico:

Dl = 13 ppgL600 = 77L300 = 49Recortes de perforación:

Vel.sól. = 35 ft/min

PS1 = 2600 psiPS2 = 1300 psi

Profundidad del pozo = 2500 m


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WORK PAPER # 5


TITULO: Well Control

PERIODO DE EVALUACIÓN: Examen Final

CONTROL DE POZOS PETROLEROS

EQUIPOS DE SUPERFICIE

El conjunto preventor de reventones (BOP): Se trata de una parte del equipo tan confiable que generalmente no se la toma en cuenta. Consiste en un juego de válvulas hidráulicas muy grandes con orificios de tamaño considerable, niveles de presión altos y accionan con rapidez

Unidad acumulador de presión: Las BOP para equipos de perforación rotativo datan desde principio de siglo. Sin embargo, recién en la década del 50 aparecieron buenos métodos de cierre de preventores. Las unidades más antiguas eran manuales y el tipo de cierre a tornillo. Cuando hay surgencia es necesario cerrar el pozo lo más rápido posible para evitar una surgencia mayor. En general los sistemas manuales son más lentos que los hidráulicos y pueden permitir mayores volúmenes de entrada de fluido.

La finalidad del acumulador es proveer en forma rápida, confiable y práctica de cerrar los BOP en caso de surgencia. Debe realizarse un servicio de mantenimiento del sistema, por lo menos cada treinta días.

Manifold de control: El manifold de ahogo sirve para facilitar la circulación desde el conjunto del BOP bajo una presión controlada. Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los estranguladores o reparar las válvulas.

CAUSAS QUE ORIGINAN UN AMAGO DE DESCONTROL

Siempre que la presión de formación que exceda la presión que ejerce la columna de fluido del pozo puede ocurrir que el fluido entre en el pozo. Esto puede tener su origen por los siguientes factores:

Densidad insuficiente del fluido Llenado deficiente del pozo Pistoneo / Compresión Perdida de circulación Obstrucciones en el pozo Aumento en la presión de formación


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CAÑ. 13.3/8”(2”)

CABEZAL

9.5/8”

VALVULA2.1/16” - 5M

A CHOKE MANIFOLD

RAMS CIEGOS

RAMS DE TUBERIA

BOP DE RAMSTIPO “U”11” - 5 M

BOP ANULAR11” - 5 M

LINEA DE MATAR

SISTEMA DE SEGURIDAD SUPERFICIALTRAMO 8.1/2” POZO: xxx 4

11” - 5 M

1.70 m

0.48 m

0.65 m

0.46 m

0.63 m

0.82 m

1.24 m

2,92 m

CARRETEL ESPACIAOR

11” - 5 M

11” - 5 M

11” - 5 M

HCR

CUPLA CAÑ 9.5/8”

LANDINGBASE REC.

SALIDA DE LODO

MESA ROTARIA

VIGAVIGA

COLECTORLODO

5,60 m

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MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS

5.4.1. Método de esperar y densificar:

Después de cerrar el pozo, el sistema de lodo en superficie se densifica hasta el peso requerido para matar el pozo. El lodo con la densidad necesaria se bombea y el pozo se mata en una circulación completa. Este método también se puede llamar método del ingeniero en una sola circulación.

Para llevar un control de los varios procedimientos y presiones que se necesitan para matar un pozo se llena una hoja de trabajo después que el pozo se ha cerrado y después que se han registrado las lecturas necesarias.

5.4.2. Método del perforador:

Después que el pozo se ha cerrado y las lecturas se han registrado, el bombeo empieza inmediatamente. El flujo que ha entrado es bombeado del anular sin ninguna densificación del lodo anterior al bombeo. Una vez que el influjo se ha bombeado fuera del pozo, el pozo se cierra y el sistema de lodo en superficie se densifica lo necesario para matar el pozo.

El lodo mas liviano que se encuentra en el pozo es entonces desplazado con el lodo para matar el pozo que en este caso tiene mayor densidad. Este método algunas veces se le llama método de circulación doble.

5.4.3. Método concurrente:

Después que el pozo se ha cerrado se empieza a bombear inmediatamente y el lodo se va densificando a medida que la arremetida se va desplazando del anular.

5.4.4. Método volumétrico:

Para corregir las variaciones de presión en el espacio anular durante la bajada, sacada de tubería bajo presión , o para mantener constante la presión del fondo de pozo cuando no hay tubería en su interior , se puede utilizar un método que relaciona el volumen de fluido en el espacio anular y la presión anular. El métodos volumétrico esta sujeto a ciertos errores y es un concepto matemático, por lo que solo debe utilizarse cuando se cuenta con la supervisón adecuada.


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WORK PAPER Nº 5

1. ¿En qué consiste el conjunto de preventores de reventones (BOP)?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

2. ¿Cuáles son los tipos de preventores utilizados?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

3. ¿Qué finalidades cumple el acumulador de presión?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

4.- ¿Cómo puede identificarse un descontrol de pozo?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

5.- ¿Cuáles son las principales causas del descontrol de un pozo?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

6.- ¿Cuáles son los métodos más utilizados de control de pozos?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………


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WORK PAPER # 6


TITULO: Well Control


WELL CONTROL

CAUSAS QUE ORIGINAN UN AMAGO DE DESCONTROL

Siempre que la presión de formación que exceda la presión que ejerce la columna de fluido del pozo puede ocurrir que el fluido entre en el pozo. Esto puede tener su origen por los siguientes factores:

Densidad insuficiente del fluido Llenado deficiente del pozo Pistoneo / Compresión Perdida de circulación Obstrucciones en el pozo Aumento en la presión de formación Problemas con el equipamiento

Densidad insuficiente del fluido:

Una causa habitual de surgencia es la densidad insuficiente del fluido, o un fluido que no tiene el peso suficiente para controlar la formación el fluido del pozo debe ejercer suficiente presión hidrostática para al menos igualar la presión de formación. Si la del fluido es menor a la de la formación, se producirá una surgencia.

Puede haber muchas causas para una densidad de fluido incorrecta. Si penetra agua de lluvia en el sistema de circulación, puede afectar la densidad del fluido, además altera sus propiedades. También es peligroso cortar el peso del fluido, porque se está agregando agua intencionalmente al sistema durante la circulación. Si se agrega agua, o si la presión del fluido baja mucho, el pozo puede comenzar a fluir.

Otras causas que provocan una densidad de fluido incorrecta son:

Reemplazo de fluido actual por trabajo de facturación o tratamientos ácidos. Desplazamiento de tapones de volumen importante. Reemplazo por fluido de punzado, de terminación. Reemplazo de fluido de packer.


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Llenado deficiente del pozo:

Siempre que cae el nivel del fluido en el pozo, también cae la presión hidrostática ejercida por el fluido. Cuando la presión hidrostática cae por debajo de la presión de formación, el pozo fluye.

Durante la sacada de la tubería, se retiran caños del pozo. Suponiendo que se pudieran derretir esos caños el producto líquido obtenido ocupará un volumen determinado de barriles (m3) de acero. Cuando se saca este volumen del pozo, estaríamos sacando fluido (en esta suposición, de acero líquido) del pozo. Por lo tanto, a medida que disminuye el nivel del fluido en el pozo, también disminuye la presión hidrostática ejercida. Resulta obvio que, si se desea mantener una presión constante sobre la formación, se debe volcar en el pozo una cantidad de fluido igual al volumen (de acero) que se ha sacado.

Perdidas de circulación:

Si el nivel de fluido en el pozo baja, también disminuye la presión que estaba ejerciendo. Si la presión hidrostática del fluido pierde nivel por debajo de la presión de formación, el pozo puede comenzar a fluir. En general, las causas de las perdidas de fluido pueden ser:

1. Fluido del lodo vs. Fluido de terminación.2. Presión de circulación.3. Presión de compresión

Pérdidas de circulación

Si el nivel de fluido en el pozo baja, también disminuye la presión que esta ejerciendo. Si la presión hidrostática del fluido pierde nivel por de bajo de la presión deformación, el pozo puede comenzar afluir.

Las causas de la perdida de fluido pueden ser:

1. Fluidos de lodo vs. fluidos de perforación2. Presión de circulación3. Presión de compresión

Pistoneo y compresión (SWAB AND SURGE):

Siempre que se mueven las barras a través de fluidos, aparecen fuerzas de Pistoneo (swab) y de compresión (surge. La presión en que se mueven las barras dictará cual de las fuerzas, si la de Pistoneo o la de compresión, predominará. Si se están bajando las barras, el fluido que está más adelante, debe “despejar el camino”, moviéndose hacia arriba alrededor de la barra. Si la bajada es demasiado rápida y no todo el fluido llega a despejar el camino, la barra comprime como un pistón y presuriza el pozo que está más adelante. Esto se denomina presión de compresión (surge). Si esta presión aumenta demasiado, puede haber pérdida de fluido en el pozo, con el consiguiente descenso de la presión hidrostática. Si esta cae por debajo de la presión de formación el pozo puede comenzar a fluir.

Cuando la dirección es ascendente, como cuando se están sacando barras, predomina la presión de Pistoneo (swab). A menudo, el fluido no puede bajar por el espacio entre las barras y el casing con la misma velocidad con que las barras están subiendo. Cuando esto ocurre, se produce una presión de “vacío”, o presión negativa, debajo de las barras.

Este descenso de la presión permite que el pozo avance hasta que el fluido llene el espacio bajo las barras; esto se llama Pistoneo. Así, el efecto de “Pistoneo” ingresa fluido no deseado al pozo y, por lo tanto, se corresponde con la definición de surgencia. Además, si se pintonea suficiente fluido, puede haber un descenso de la presión hidrostática total que provoque que el pozo fluya.


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Incremento de la presión de formación:

En muchas partes del mundo las presiones y temperaturas a cualquier profundidad pueden predecirse con un margen razonable de seguridad. En general, la presión en una formación es aproximadamente igual a la ejercida por una columna de agua que se extiende desde La superficie a la profundidad de la formación, o entre 43 y 46 Psi (2.9 y 3.1 bar) cada 100Ft (30 mt). Sin embargo, no son raras las presiones anormales altas son habituales mientras que en algunas áreas del oeste de Texas, en las montañas rocallosas y en muchos estados del nordeste son habituales las presiones bajas.La geología de la zona donde se perfora un pozo afecta en forma directa las presiones. Los pozos perforados en lugares en que hay trampas de subsuelo o estructuras que contiene petróleo o gas también pueden provocar presiones altas anormales. También deben tener en cuenta que se pueden encontrar presiones anormales en cualquier momento y lugar. Una dotación entrenada y experimentada debe estar lista para enfrentar con lo inesperado. Hay muchas condiciones geológicas que pueden modificar las presiones de la formación.

Fallas de los equipos de control de pozos:

El equipamiento suele estar diseñado para condiciones de trabajo duras. Ésta siempre sujeto a desgastes y rotura. Hasta la herramienta mejor diseñada se desgasta habitualmente, o sufre fatiga, aun con los mayores cuidados, las temperadas invernales, el agua salada, el H2S, la exposición a fluidos de formación corrosivos, el tratado del equipo, etc. Todos estos elementos contribuyen al deterioro.

MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS

Los métodos mas utilizados para el control de pozos son los siguientes:

1) Método de esperar y densificar2) Método del perforador3) Método concurrente


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WORK PAPER Nº 6

1. Realizar un programa para controlar un amago de reventón que se presentó en el pozo MTG-X12, perforando a 4508 m, el cual fue detectado por el aumento de 15 bbl de lodo en los tanques. Se cerró preventores (BOP’s) y se registro presiones de cierre estabilizadas de 300 y 500 psi en la sarta y en el espacio anular respectivamente.

Datos:

Dlodo = 1.74 gr/ccQreducido = 30 EPM, 900 psiBomba de lodo = triplex, Dc = 5.5”, Lc = 10”, Ef. = 95%Gr factura = 1.95 gr/cc, 3990 mÚltima cañería de revestimiento = 9 5/8” x 8.535”, 53.5 #/ft, P-110, 3990 m

Sarta de perforación: bit = 8.5”, PM = 6.5” x 213/16, 92.5 #/ft, 234m HW = 5” x 3”, 49.3 #/ft, 83 m TP = 5” x 4.276”, 19.5 #/ft

2. Realizar un programa para controlar un amago de reventón que se presentó en el pozo LPÑ-82D, perforando a 15749 ft m, el cual fue detectado por el aumento de 2862 L de lodo en los tanques. Se cerró preventores (BOP’s) y se registro presiones de cierre estabilizadas de 320 y 575 psi en la sarta y en el espacio anular respectivamente.

Datos:

Dlodo = 14.82 ppgQreducido = 30 EPM, 900 psiBomba de lodo = triplex, Dc = 5”, Lc = 12”, Ef. = 90%Gr factura = 1.95 gr/cc, 4000 mÚltima cañería de revestimiento = 9 5/8” x 8.535”, 53.5 #/ft, P-110, 13124 ft

Sarta de perforación: bit = 8”, PM = 6.5” x 213/16, 92.5 #/ft, 300m HW = 5” x 3”, 49.3 #/ft, 75 m TP =4.5” x 3.826”, 16.6 #/ft


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WORK PAPER # 7


TITULO: Diseño de Sarta de Perforación


DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN

INTRODUCCIÓN

Una de las partes fundamentales en la perforación es el diseño de la sarta de perforación pues no olvidemos que es factor importantísimo, pues nos ayuda a obtener uno de los objetivos mas importante de la perforación que es la verticalidad, y también otros factores que tienen que ver con el desarrollo de la perforación.

COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

Los principales componentes de la sarta de perforación son los siguientes:

- Trépano- Drill Collars - Heavy Weight Drill Pipes - Conexiones - Drill Pipes

HEAVY WEIGHT

Esta tubería es un miembro intermedio del BHA. Consiste de tuberías de perforación de paredes muy gruesas con joints extra largos.

El heavy weight, posee las siguientes ventajas:

1) Reduce considerablemente los costos de perforación al eliminar o reducir las roturas de tuberías en la zona de transición.

2) Aumenta el performance y la capacidad de alcanzar mayores profundidades de equipos pequeños al sustituir a los drill collars.

3) Representa un ahorro considerable en perforación direccional. al reemplazar en gran medida a los drill collars, reduciendo problemas de torque. Tendencias a cambios de dirección, además de las posibilidades de aprisionamiento diferencial.


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PRINCIPALES COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN

Para diseñar una sarta de perforación, se deben tener en cuenta los siguientes variables:

1) Profundidad final.2) Diámetro del hueco. 3) Densidad del lodo.4) Margen para tensionar. (Margin of overpull, MOP)5) Factores de seguridad.6) Longitud, diámetro y peso de los drill collars.7) Grado, tamaño y peso de los drill pipes disponibles.

Diseño de la Carga de Tensión

Una sarta de perforación se diseña para cumplir con las cargas máximas de tensión esperadas. Una vez finalizado el diseño se deben controlar Ias condiciones de colapso. Estos no deben exceder los valores de la tubería. Este criterio de diseño requiere que la tubería que llega a la superficie tenga suficiente resistencia a la tensión como para soportar el peso de toda la sarta. El criterio para el diseño es el mismo que se tuvo en consideración para diseñar casing, es decir: seguridad, economía y peso de sarta reducida.

Dentro de las limitaciones que determinan las cargas de tensión en cada parte del hueco, elegiremos las tuberías de menor peso y grado que satisfagan esas exigencias. La ecuación que determina a las condiciones de tensión son como siguen.

P = [(Ldp x Wdp) + (Lc x Wc)] x Kb

P = Carga sumergida estática en libras

Ldp = Longitud de la tubería en pie.


Trepano Porta mecha Estabilizador Barra pesada TuberiaTrepano Porta mecha Estabilizador Barra pesada Tuberia

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Wdp = Peso de la tubería, libra / pie.

Lc = Longitud del drill collar, pies

Wc = Peso del drill collar, libra/pie

Kb == Flotabilidad del lodo.

Los valores de tensión que hallamos en las tablas son valores teóricos basados en valores de cedencia, peso y espesor de las paredes. Para evitar producir daño a la tubería éstos valores se van a considerar con un factor diseño del 90%.

Pa == Pt * O.90

Pa = Tensión de diseño, librasPt = Tensión máxima teórica obtenida de las tablas. 0,90 = Factor de diseño

Debemos tener un margen en nuestro diseño para casos en que enfrentemos situaciones de pesca, donde debamos tensionar a la tubería. Tenemos que considerar un valor para MOP, que usualmente es de 80-100.000 libras:

MOP = Pa – P

La selección de este MOP es de importancia crítica. De no tenerse en cuenta no tendremos la capacidad de tensionar la herramienta en caso de aprisionarse.

Para su selección se deberán tener en cuenta los siguientes factores:

*Condiciones de perforación

*Cantidad de arrastre esperado

*Probabilidades de pegamiento diferencial

Combinando a las ecuaciones en una sola tenemos:

Ldp= (Pt * 0,9) – MOP -- Wc * Lc Wdp * Kb Wdp

Esto nos dará la máxima longitud de la tubería que se puede utilizar.

Consideraciones do Colapso

Ocasionalmente la presión externa puede ser mucho mayor que la presión interna en la tubería, cómo en una prueba de formación. En estos casos se debe establecer cuál será la máxima profundidad a la cual se podrá correr una sarta vacía.

Esto se calcula de la siguiente manera:

Pac = Pp / SF


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Pac == Presión máxima de colapso, Ipc Pp = Valor de colapso de las tablas, Ipc SF = Factor de seguridad

La presión de colapso de una columna de fluido se calcula de acuerdo a:

Pc = L x MW 19.25

L = Profundidad MW = Peso del lodo, Ibs/gal

Si hay un fluido por dentro de la tubería, de diferente densidad y de diferente altura al fluido en el anular, el valor del colapso neto se calcula de la siguiente manera:

Pc = LMW - (L - Y) MW 19,25

LMW = Longitud de la columna de lodo. Y = Longitud de la columna de fluido en el interior de la tubería

Presión de Estallido

En ocasiones especiales la tubería puede verse sometida a presiones de estallido. Los valores máximos para cada grado de drill pipe se hallan tabulados. La división de éstos números por el factor de seguridad apropiado nos indicara la máxima presión de trabajo.

Fuerzas Torsionales

La torsión o torque a la cual se somete la sarta puede adquirir valores elevados en las siguientes circunstancias:

1) Perforación de pozos direccionales2) Operaciones de lavado (washover).3) Tensionando y rotando tubería aprisionada.4) Repasando un hueco de diámetro reducido.

El torque que se genera y se aplica a la sarta en estas ocasiones es difícil de determinar y calcular. Pero se puede aproximar mediante la aplicación de la siguiente ecuación:

T = HP x 5.250

RPM

T = Torque en pie/libraHP = Caballos de fuerza utilizados para rotar la sartaRPM = Revoluciones por minuto


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RPM = Revoluciones por minuto.

ECUACIÓN PARA CALCULAR LA LONGITUD DE PORTAMECHAS

LC= WOB .

Cosd x 0.85 x Kb x Wc

Lc =longitud de drill collars [pie]WOB =Peso sobre la broca [libras] Cosd =Coseno del ángulo de desvío 0.85 = Posición del punto neutral Wc = Peso de los drill collars, Ibs/pie Kb = Flotabilidad del fluido de perforación


Tuberia en tensión

Tuberia en compresion

Tuberia en tensión

Tuberia en compresion

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WORK PAPER Nº 7

1. Diseñar la sarta de perforación del pozo LPÑ-81.

Parámetros de diseño:

Profundidad = 15.000 pies

Hueco = 8,5"

Peso de lodo = 12,5 Ibs/gal

M.O.P. = 100.000 Ibs

S.F. Colapso = 1,125

Drill Collars = 6 1/4" 2 1/4" 90 Ibs/pie

Peso sobre mecha = 55.000 Ibs

Desviación = 5º

Punto Neutro = 0,85

2. Calcular el peso disponible sobre el trépano utilizando los criterios de tensión y compresión y el criterio de pandeo.

Datos:

TP = 4” x 3”, 18.7 lbs/ftPM = 6” x 2”, 85.6 lbs/ftDlodo = 10 ppgHp = 10000 ftLPM = 1000 ft


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WORK PAPER # 8


TITULO: Cañerías


CAÑERÍAS

Para continuar con la “construcción” del pozo, llega la etapa de la entubación o entubamiento,que consistirá en bajar al pozo, una cañería de aislación o «casing» a manera de revestimientointerior. Las dos medidas más frecuentemente utilizadas son de 7 pulgadas (aproximadamente18 cm) y de 5,1/2 pulgadas (aproximadamente 14 cm) de diámetro. Dicha cañería deberá luegoser cementada, inyectando una mezcla de agua, cemento especial y aditivos, por el interior de lamisma y desplazarlo hasta que quede colocado en el espacio entre la cañería y el pozo, (espacioanular).

La cañería de entubación tiene por objeto: prevenir los derrumbes de las paredes del pozo;impedir la contaminación de las aguas potables de capas superiores con hidrocarburos; aislarentre si las distintas capas productivas de manera que puedan ser tratadas individualmente; permitirla instalación de sistemas artificiales de extracción del petróleo.

Terminado el perfilaje del pozo, se desarma la columna perforadora, colocándola en caballetesen la locación. De esta manera el pozo queda listo para introducir los casing o “cañería deentubación”, la que es bajada equipada con una serie de accesorios que son necesarios para laoperación, como por ejemplo, un “ zapato guía” que se conecta al primer caño para que hagade guía en su bajada.

Antes de bajarlos, los caños deben estar calibrados, perfectamente medidos uno por uno, anotandoel orden en que serán bajados y limpias sus roscas.

La maniobra en la boca de pozo, consiste en izar cada caño y enroscarlo con el que ya estádentro del pozo y así sucesivamente hasta llegar a la profundidad propuesta, para luego prepararlas conexiones e iniciar la cementación de esta cañería contra el terreno. El servicio de entubaciónes ofrecido por compañías especializadas en estas tareas.CLASES DE CAÑERIASEn las diferentes etapas de perforación , es necesario bajar cañerias de revestimiento que garanticen la seguridad y el normal avance de las operaciones de perforación y de terminacion del pozo. Estas cañerias de revestimiento de acuerdo a las funciones que desempeñan, se las clasifica en : CAÑO GUIA, CAÑERIA DE SUPERFICIE, CAÑERIA INTERMEDIA, CAÑERIA DE PRODUCCION Y LINERCAÑERIA CONDUCTORA O GUIA .- Cuya funcion principal es estabilizar el antepozo, evitar derrumbes asi mismo evitar la contaminación de aguas superficiales y servir de medio conductor de lodoCAÑERIA SUPERFICIAL .- Cuya funcion es la de proteger las arenas de agua dulce, ademas sirve como soporte de la cabeza e instalaciones de seguridad del pozo, anula al caño guia sirviendo como


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conductor de lodo hacia la superficie, evita ademas derrumbes de las formaciones superficiales, esta cañeria se afianza mediante una cementacion formalCAÑERIA INTERMEDIA.- Tiene como funcion prevenir derrumbes, perdidas de circulación y otrosEl diseño de esta cañeria es de suma importancia, ya que debe resistir probables problemas como consecuencia del agujero abierto por debajo de ella cuando se atraviesan los objetivos.CAÑERIA DE PRODUCCION O DE EXPLOTACION .- Esta cañeria permite realizar trabajos cuando el pozo entra en su vida productiva, cumple la funcion basica de aislar los objetivos por una cementacion adecuada para evitar interferencias o movimientos de fluido por detrás de la cañeriaLINERS O CAÑERIA CORTA.- Tiene su mayor empleo en profundizaciones del pozo es una cañería perdida que se coloca colado a continuación de una cañería intermedia o de una cañeria de producciónFACTORES QUE AFECTAN EL DISEÑO DE CAÑERIAS.- Una columna de cañeria se encuentra sometido a tensiones que no actuan por igual a lo largo de la misma. Por ejemplo el esfuerzo de tension debido al peso propio de la cañeria es maximo en la superficie a la altura de la primera cupla de la columna y en el fondo es casi nulo, en cambio el colapso de la cañeria es maxima en el fondo, minima o nulo en la superficie . Teniendo estos y otras consideraciones es posible diseñar columnas de cañeria con una adecuada combinación de grado, peso, longitud, tipó de rosca y cupla, de manera tal que la cañeria sea igualmente resistente a todos los esfuerzos pero que resulte economicoPRESION DE REVENTAMIENTO.- Normalmente en el fondo del pozo la presion en el exterior de la tubería de revestimiento es igual o mayor que la presion del interior. Esta presion externa se debe ya sea a la carga hidrtostatica del lodo, o talvez a la presion del agua en los poros de la roca adyacente al area cementada del espacio anular detrás de la tubería de revestimiento, los factores de seguridad del diseño de cerca de 1,10 se consideran adecuados. La presion de reventazon o presion interna maxima de seguridad se determina con la formula de BarlowP = o,875 ( 2 st /D ) donde :P = Presion minima de treventazon, Klg /cn 2T = espesor nominal de la pared , en cnD = diámetro exterior de la tubería de revestimiento , cnS = Resistencia minima a la tension , klg/cn 2RESISTENCIA AL COLAPSO.- La resistencia al colapso, esta generalmen te basado en la carga hidrostatica del lodo en el agujero al momento de correr la tubería de revestimiento dentro del pozo Un factor de seguridad de 1.125 se ha usado desde hace mucho tiempo para evitar aplastamiento por este motivo.RESISTENCIA A LA TENSION .- Cualquier tramo de tubería de revestimiento en la columna debe soportar el peso de toda la tubería suspendida debajo de ella. Esto ews estrictamente cierto cuando la tubería de revestimiento se corre en el agujero, aun cuando el extremo superior puede bajarse ligeramente después de que se ha cementado la tubería de modo, que el cemento fraguado soportara una parte del peso de la tubería en el aire, o puede basarce en el peso que tiene cuando esta boyante en el lodo del agujero. Los factores de seguridad varian entre 1,5 y 2 son los mas comúnmente usadosESFUERZOS BIAXIALES.- Se ha probado definitivamente con experimentos que las cargas biaxiales que se ejercen en un punto reducen la resistencia efectiva la aplastamiento de la tubería de revestimiento, siendo la magnitud de esta reduccion muy considerable en la mayoria de los casosEs necesario por lo tanto que una columna de tubería se diseñe para garantizar un margen de seguridad satisfactorio para todas las condiciones de operación que se esperen encontrar, y al mismo tiempo usar la tubería de revestimiento de menor peso posible


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WORK PAPER # 8

1.-¿Cuáles son las funciones de las cañerías de revestimiento?

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

2.-¿Qué porcentaje se considera que representa el costo de las cañerías de revestimiento en el costo de un pozo?

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

3.- Mencione las tres fuerzas principales a las que está sujeta una cañería de revestimiento en las diferentes operaciones que se realizan en un pozo.

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

4.- En general, ¿cómo se clasifican las cañerías de revestimiento en el diseño de un pozo?, describa brevemente cada una de ellas.

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

5.- Mencione 4 razones para utilizar linners.

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

6.-Mencione y describa los esfuerzos de la cañería en la introducción, cementación y posterior a esta.

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

REFERENCIASTecnología de la perforación de pozos petroleros por Arthur W Mcgray y Frank W coleDrilling Engineering Por Neal J Adams Ingenieria de producción de petroleo por Lester Charles Uren


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Perforación con motor direccional

Se logra de 2 modos:

•Rotación→la totalidad de la sarta de perforación rota (igual que en la perforación convencional) y tiende a perforar hacia delante.

•Desplazamiento→Para iniciar un cambio en la dirección del pozo, se detiene la columna de perforación en una posición tal que la sección curva del motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva trayectoria. Se refiere al hecho de que la porción de la sarta que no rota se desliza por detrás del conjunto direccional.

Hoy, un motor direccional típico consta de:

•Sección de potencia (PDM)

•Sección curva (0 a 3º)

•Eje propulsor

•Mecha


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Ventajas Y Desventajas

Desventajas:

•Se requiere una extrema precisión para orientar correctamente la sección curva debido a la elasticidad torsional de la columnade perforación.

•Mayor problema →tendencia de la columna no rotativa a sufrir aprisionamientos →la tubería principal se apoya sobre el lado inferior del pozo @ produce velocidades desparejas alrededor de la tubería.

•La falta de rotación de la tubería disminuye la capacidad de remover los recortes sobre el lado inferior del pozo, se puede formar un “colchón”de recortes

•Menor potencia disponible para mover la mecha. Esto, junto con la fricción por el deslizamiento, reduce la tasa de penetración (ROP)

•Si se cambia del modo de deslizamiento al modo de rotación con herramientas direccionales, se obtiene una trayectoria más irregular.•Las numerosas ondulaciones aumentan la tortuosidad, esto aumenta la fricción durante la perforación. Durante la perforación se produce acumulación de gas en los puntos altos y agua en los bajos


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A pesar de todos estos problemas, la perforación direccional con motor direccional sigue siendo más efectiva en términos económicos y por el momento es el método de perforación más utilizado.


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•Si se cambia del modo de deslizamiento al modo de rotación con herramientas direccionales, se obtiene una trayectoria más irregular.•Las numerosas ondulaciones aumentan la tortuosidad, esto aumenta la fricción durante la perforación. Durante la perforación se produce acumulación de gas en los puntos altos y agua en los bajos

Sistema Rotativo Direccional (RSS: Rotatory Steerable Drilling System)


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La industria petrolera los clasifica en dos grupos:

•“Empuje de Mecha”

“Los conjuntos constituyen sistemas compactos y poco complicados.Solo agregan 3.8m a la longitud total del BHA.

Comprende:

•Unidad Sesgada: detrás de la mecha. Aplica una fuerza sobre la mecha en una dirección controlada mientras toda la columna gira.

•Unidad de Control: detrás de la unidad sesgada. Contiene dispositivos electrónicos, sensores y un mecanismo de control que proporcionan la magnitud y la dirección promedio de las cargas del lado de la mecha.

→+ desarrollados (PowerDrive®)

•“Direccionamiento de la mecha”

→-desarrollados

Unidad Sesgada Posee 3 patines externos articulados →activados por el flujo de lodo controlado a través de una válvula que utiliza la diferencia de presión de lodo existente entre el interior y el exterior.

La válvula de 3 vías de disco rotativo acciona los patines al dirigir el lodo en forma sucesiva a la cámara del pistón de cada patín, a medida que rota para alinearse con el punto de empuje deseado en el pozo (opuesto a la trayectoria deseada).


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Una vez que el patín pasa por el punto de empuje, la válvula rotativa corta el suministro de lodo.

Cada patín se extiende no más de 1 cm durante cada revolución de la unidad sesgada


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Un eje conecta la válvula rotativa con la unidad de control para regular la posición del punto de empuje. Si el ángulo del eje se encuentra geoestacionario con respecto a la roca, la mecha será empujada directamente en una dirección. Si no hay que modificar la dirección, el sistema opera en forma neutral.

Unidad de control

•Mantiene la posición angular propia del eje de impulso relativo a la formación.

•Montada sobre cojinetes que le permiten rotar libremente alrededor del eje de la sarta de perforación.

•Posee su propio sistema de activación a través del cual

la puede dirigir para que mantenga un ángulo de giro determinado o un ángulo de orientación de la herramienta con respecto a la roca.

•Sensores del acelerómetro y magnetómetro proporcionan información relativa a la inclinación y el azimut de la mecha. Además, de la posición angular del eje de impulso.


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•En el interior →impulsores de turbina de rotación montados en los extremos de la UC.

Estos impulsores desarrollan el torque necesario por medio de imanes permanentes de gran potencia cuya acción se suma a la de las bobinas de inducción ubicadas en la UC.

La transmisión del torque desde los impulsores a la UC se controla en forma eléctrica modificando la resistencia de las bobinas de torsión.

•Impulsor Superior o “torquer”→para aplicar torque a la plataforma, en la misma dirección de la rotación de la columna de perforación.

•Impulsor Inferior→la hace girar en la dirección inversa.

Otras bobinas generan energía para los dispositivos electrónicos

El funcionamiento del sistema puede ser monitoreado por medio de herramientas MWD y de los sensores en la UC.

El nivel de referencia utilizado para establecer el ángulo geoestacionario del eje es proporcionado por un acelerómetro triaxial o por el magnetómetro montado en la UC.

Ventajas:

•Rotación continua de la sarta de perforación

→mejora en gran medida la limpieza del pozo

→minimiza el aprisionamiento de la columna

→facilita el control dimensional

•La potencia disponible en la mecha no disminuye por la necesidad de realizar operaciones de perforación con deslizamiento.

•El control direccional se puede mantener más alládel punto donde el torque y el arrastre hacen que el deslizamiento con un motor resulte poco efectivo.

Sensores adicionales en la UC:

•Velocidad instantánea de la columna de perforación respecto a la roca.

•Sensores térmicos y de vibración →registran datos adicionales sobre las condiciones de fondo.

•Computadora instalada a bordo →muestrea y registra las condiciones de perforación que se transmiten en forma inmediata a la superficie por medio del sistema MWD o se recupera posteriormente.

Aplicación de los Métodos

1) Tipo I.-( Método de Mínima Curvatura)


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Este método indica que el pozo en su trayectoria es igual al simple promedio del ángulo de dirección y el ángulo del rumbo medidos entre 2 estaciones.

∆ Norte = ∆ MD * sen [I1 + I2 /2] cos [A1 + A2/2] ∆ Este = ∆ MD * sen [I1 + I2 /2] sen [A1 + A2/2]

∆ Vert. = ∆ MD * cos [I1 + I2 /2]

2) Tipo II.- (Método del radio de curvatura)

Este método indica que se utilizan varios métodos de ángulos medidos en terminales superiores que infieren a lo largo de la longitud del curso de dirección generando una curva en el espacio que representa la trayectoria del pozo.

∆ Norte = ∆ MD * [cos I1 – cos I2] * [sen A2 – sen A1] (I2 –I1) * (A2 –A1) ∆ Este = ∆ MD * [cos I1 – cos I2] * [cos A1 – cos A2] (I2 –I1) * (A2 –A1)

∆ Vert. = ∆ MD * sen I2 – sen I1 I2 – I1

3) Tipo III.- (Metodo de máxima curvatura)

Asume el pozo como un arco esférico de mínima curvatura o máximo radio de curvatura entre 2 puntos

RF= __2__ * tang * __DL__ DL 2 RF= 1 + _(DL)2_ + _(DL)4_ + _17(DL)6_ 12 120 2016

Cos DL= cos (I2 –I1) – sen I1 * sen I2 * [1 - cos (A2 –A1)]

∆ Norte = ∆ MD * [sen I1 * cos A1 + sen I2 * cos A2] * RF 2

∆ Este = ∆ MD * [sen I1 * sen A1 + sen I2 * sen A2] * RF 2

∆ Vert. = ∆ MD * [cos I1 – cos I2] * RF 2


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WORK PAPER Nº 9

1¿Cuál es el objetivo de una perforación direccional?

R:………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

2¿Cuándo se aplica la desviación de pozos tomando en cuenta el factor de compresibilidad de la roca?

R:………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

3¿Cuáles son los tipos de perforación direccional más utilizados?

R:…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

4¿Qué ángulos se manejan en una perforación direccional?

R:………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

5¿Encontrar la presión Hidrostática cuando se tiene una desviación de pozo de 5º y una profundidad vertical verdadera de 3100 pies y una profundidad medida de 2900 pies?

R:………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………


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Documents

Syllabus de Perforacion II 2-2011