Perforacin con Herramienta rotatoria direccional, MWD-LWD y
Perforacin con Flujo Controlado
lvaro Almanza
Andre Perales
Poza Rica, Veracruz; 07 de Agosto de 2007
Contenido
Herramientas de nueva generacin R.S.S. ( Point the bit system) MWD/LWD Services
Sistema MWD HEL - LWD MFR Sistema LWD AZD-TNP
Sistema de Perforacin con Flujo Controlado Aplicacin en Zona Norte Equipo Adicional de Superficie Perforacin Bajo Balance
Ventajas
Problemtica y reas de Oportunidad
Herramientas
de Nueva
Generacin
RSSTM Herramienta Direccional Rotatoria
MFRTM Multi-frecuency Resistivity
Registro en Tiempo Real
Rayos Gama Resistividad
AZD-TNPTM Densidad y Neutron
Registro en Tiempo Real
Densidad y Neutron en Arenas productoras del Terciario.
BAPTM (Bore Annular Pressure)
Registro en tiempo Real
Presion Anular y presin dentro
de la Tubera, en el fondo del pozo,
para obtener la DEC en condiciones
dinmicas y evaluar de forma
cualitativa la limpieza del Agujero.
SISTEMAS
MWD/LWD
Tecnologa MWD / LWD - Objetivos del Diseo
Desarrollar el sistema de MWD / LWD ms confiable de la industria Ventajas
El LWD capaz de resistir la tasa de flujo ms alta de la Industria El LWD capaz de resistir la presin ms alta de la Industria El LWD con la capacidad de registrar a la velocidad (ROP) ms alta de la Industria
Diseada con la mayor exactitud en comparacin con otras Herramientas de registros del mercado
LWD Objetivos de Diseo vs Tendencias en
la perforacin en aguas profundas
Mayores exigencias son puestas sobre los sistemas de MWD/LWD debido a:
Elevados Costos Diarios de Plataformas de Perforacin
Alto Gasto de flujo es necesario para mantener la limpieza del agujero y evitar los viajes de limpieza del agujero bajas ROP
Altas presiones de fondo
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
1947
1957
1967
1977
1987
1997
2007
Ma
x.
MV
T
VD
Incremento de presin de fondo
en pozos de Aguas Profundas
Datos del reporte MMS OCS 2000-2001
LWD - Objetivos de Diseo = Oportunidades para
Reducir los Costos de Perforacin
Reducir las fallas en fondo Las fallas cuestan dinero !!
Incrementar la velocidad de muestreo al mximo posible
densidad de datos similar a cable (Log Elctrico) sin necesidad de correr cable de tener que bajar la ROP hacer viajes para registros
Mejoramiento de la limpieza de agujero capacidad para alto gasto de flujo niega la
necesidad de hacer viajes de limpieza de tener que bajar la ROP
Proveer la capacidad para altas presiones la industria requiere especificaciones como
promedio por encima de los 20,000 psi
Capacidad del Sistema de MWD/LWD
El nuevo sistema de MWD/LWD est encaminado a eliminar las deficiencias de los actuales sistemas ofreciendo :
La velocidad de muestreo ms alta con la exactitud del tipo de wireline (Registro Elctrico)
Mayor confiabilidad
Capacidad de tasas de flujo mayores
El mayor rango de presin de fondo
Capacidad para altas temperaturas
SISTEMA MWD
HEL
Capacidad del sistema de MWD HEL Diseado Especficamente para Aguas Profundas y Medios de
Perforacin Hostiles
Rango del sistema de MWD HEL 180 C -Temperatura Operativa
200 C -Temperatura Mxima
30,000 psi -Rango de Mx. Presin
80 lb/bbl Tolerancia de LCM (Material antiprdidas)
Gastos de 400 1800 gpm (dependiendo del dimetro de Herr.)
Todas las especificaciones del sistema alcanzan exceden los actuales estndares de la industria
Certificacin por capacidad ante Vibracin es 30% ms resistente que la mxima actual de la
industria. (35 Gs a 200 Deg. C)
Se recomienda ampliamente para lodos base agua y base aceite.
Extensivos Ensayos con gastos de flujo que provocan erosin y con materiales antiprdidas
con resultados favorables
Pruebas de Presin a temperaturas elevadas con excelentes resultados
Diseo del Sistema -
Doble Mdulo de Batera para extras (largo uso, 150hrs sin sacar)
Mdulo ESM (Sensor de Vibraciones) en cada herramienta
midiendo la severidad de las mismas
Capacidad del sistema de MWD HEL - Confiabilidad
Definiciones del Sistema MWD/LWD
1. El Sistema de Alta Temperatura (180 DEG. C) consistente en Direccional/Rayos Gamma/BAP (presin bore y de presin anular) / vibracin ( ESM)
2. El sistema bsico de LWD consistente en
Direccional/Espectral Azimutal Gamma Ray/Mltiple Frecuencia Resistivity
3. Neutron Porosity Density
(porosidad y densidad)
Existen actualmente tres sistemas
primarios de MWD/LWD desarrollados
en Ingeniera de avanzada:
Definiciones del Sistema HEL MWD
Pressure Modulated Telemetry (PMT) assembly (Pulsador)
Environment Severity Measurement (ESM) sensor (Vibraciones)
Dual Battery Module (DBM) assembly (bateria)
High Temperature Azimuthal Gamma Ray (HAGR) tool (Gamma Ray Azimutal)
Bore/Annular Pressure (BAP) tool (Sensor de Presin de Fondo)
Integrated Directional Sonde (IDS) tool (Magnetmetros y Acelermetros Triaxiales)
3.81 m
3.29 m
1.73 m
SISTEMA LWD
MFR RESISTIVIDAD DE
FREQUENCIA MULTIPLE
Definiciones del Sistema: PrecisionLWD Herramienta Multi-Frequency Resistivity (MFR)
Resitividad de multiple frecuencia
Electrnica Completamente Digital provee la lectura de resistividad ms exacta y
de mayor profundidad de investigacin de la industria
Doble Frecuencia derivacin de fase y atenuacin 2 MHz y 400 kHz (100 KHz en desarrollo)
Espaciamientos de antenas transmisora - receptora a 20, 30, 46 (80 en desarrollo) diseo de antena completamente compensado
Sensores de Inclinacin y Gamma Ray Azimutal Espectral
(en fase de lanzamiento)
Diseo de Herramienta para agujeros pequeos (4 in.) especficamente para
aplicaciones de aguas profundas
-30,000 psi-rango de presin, 400 gpm-gasto
MFR GR Respuesta en el Campo Iride
MFR GR Respuesta en Campo Samaria
10 5/8 in.
Barrena
Base Aceite
40 grados inc
Resolucin
vertical
excelente
Confiabilidad en
resistividad alta
MFR Conclusiones
MFR mas nuevo en el mercado, mayor confiabilidad herramienta mas usada a nivel mundial.
Respuesta del registro es de mayor resolucin en formaciones con resistividad alta y en lodos saturados con sal
400 kHz & 2 MHz medidas hecho con DSP seal digital procesador electrnica digital completo
Antenas mltiples proveen medidas radiales compensadas para invasin & resistividad real (Rt)
Todas las medidas son ajustadas automticamente para todo tamao de barrena y salinidad del agujero
SISTEMA LWD AZD-TNP AZIMUTAL DENSIDAD
POROSIDAD NEUTRON TERMAL
Sistema Precision LWD Sensores Neutrn y Densidad
Lecturas de gran calidad de neutrn densidad azimuthal a altas velocidades de muestreo de hasta 120 m / hr (estandar de la industria es 60 m /hr)
Lecturas menos afectadas por variaciones en el dimetro del agujero por condiciones del mismo
Sistema nico de auto-arqueo (algoritmo) empleado para reducir los efectos de alejamiento de la formacin por variaciones de dimetro de agujero en rotacin
Tamaos de la Herramienta AZD-TNP
Dimetro de Hta.
OD(in)
Dimetro de la Aleta
Estabilizadora (in)
Tamao del agujero
Objetivo
(in)
4.75 5.875
6.125
6.75 8.25 8.5
8 12 12.25
Papan 2 Campo Papan, Agosto 2005
Muestra de gas fuera de
la zapata
Arquimia 61 Campo Arquimia, Junio 2005
Muestra de gas
Lankahuasa 12 Campo Lankahuasa Mayo 2005
Muestra de gas
Ventajas
Construccin de pozos Direccionales a Calibre
Agujero a Pleno calibre en toda su trayectoria.
Disminuye drsticamente la tortuosidad del agujero, resultado
con bajos torques y arrastres
durante la perforacin.
Mejora la toma de informacin de Registros.
Disminuye los problemas en la introduccin de T.R.
Disminucin Drstica de la Tortuosidad
Motor de Fondo VS. Rotatorio RSS
Distribucin de la DLS en lo largo de la
estacin de la curva.
Angulo
Mximo MD TVD Desplaza-miento
Barajas 1 60 2,084 1,506 1,089
Castell 1 71 2,868 1,999 1,456
Jaf 1 52 2,194 1,794 978
Lizamba 311 45 2,966 2,561 1,112
Lizamba 331 57 3,671 2,561 2,155
Lizamba 351 60 3,795 2,562 2,355
Madera 3 85 4,118 3,105 1,498
Nonion 1 52 1,460 1,213 636
Papan 132 86 2,767 1,702 1,552
Papan 192 79 2,500 1,503 1,421
TRAYECTORIAS
Problemtica
y rea de
oportunidad
Vertical Section at 101.21 [200m/in]
Tru
e V
erti
cal
Dep
th [
20
0m
/in
]
0 200 400 600 800 1000 1200
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
9 5/8" a 100 m
7" a 600 m
Pleistoceno Reciente
Plioceno Medio
Plioceno Inferior
Mioceno Superior
KOP a 630 m
Ult. Svy a 2070 m
Proy a 2084 m
Obj. 1
Field: BarajasSite: Barajas 1
Well: Barajas 1Wellpath: OH
Survey: Svy Barajas 1
West(-)/East(+) [300m/in]
So
uth
(-)/
No
rth
(+)
[30
0m
/in
] 0 300 600 900
-300
0
300
Obj. 1
Horas de
rotacin
Lista de
pozos
Vertical Section at 14.68 [500m/in]
Tru
e V
erti
cal
Dep
th [
500m
/in]
0 500 1000 1500 2000 2500
0
500
1000
1500
2000
2500
13 3/8" a 100 m
9 5/8" a 600 m
7" a 2700 m
Pleistoceno Reciente
Plioceno Medio
Plioceno Inferior
Mioceno Superior
Ult. Svy a 3664 mProy a 3671 m
Campo fourier
Obj. 1
Field: LizambaSite: Pera Fresnel 1
Well: Lizamba 331Wellpath: OH
Survey: Svy Lizamba 331
West(-)/East(+) [200m/cm]S
outh
(-)/
Nort
h(+
) [2
00m
/cm
]
-400 -200 0 200 400 600 800 1000
-200
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
Obj. 1
Campo fourier
Horas de
rotacin
Lista de
pozos
Registro
LWD
Vertical Section at 228.06 [500m/in]
Tru
e V
erti
cal
Dep
th [
500m
/in]
0 500 1000 1500 2000 2500
0
500
1000
1500
2000
2500
13 3/8" a 50 m
9 5/8" a 600 m
7" a 2291 m
Plioceno Medio
Plioceno Inferior
Mioceno Superior
Ult. Svy a 3781 m
Proy. a 3795 m
Obj L351
Field: Lizamba Z15Site: Pera Lizamba 217
Well: Lizamba 351Wellpath: OH
Survey: Svy Lizamba 351
West(-)/East(+) [200m/cm]
South
(-)/
Nort
h(+
) [2
00m
/cm
]
-1800 -1600 -1400 -1200 -1000 -800 -600 -400 -200 0 200
-1600
-1400
-1200
-1000
-800
-600
-400
-200
0
Obj L351
Horas de
rotacin
Lista de
pozos
Vertical Section at 339.48 [450m/in]
Tru
e V
erti
cal D
epth
[450m
/in]
0 400 800 1200 1600 2000
0
400
800
1200
1600
2000
2400
2800
3200
3600
16" a 99 m
13 3/8" a 590 m
9 5/8" 2094 m
7" @ 3970 m
Cedazo 6" a 4109 m
KOP a 2150 m
Proy a 4118 m
Field: MaderaSite: Madera 3
Well: Madera 3Wellpath: OH
Survey: Svy Madera 3
West(-)/East(+) [400m/in]
South
(-)/
Nort
h(+
) [4
00m
/in]
-800 -600 -400 -200 0 200 400
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
16" a 99 m
13 3/8" a 590 m
9 5/8" 2094 m
7" @ 3970 m
Cedazo 6" a 4109 m
Horas de
rotacin
Lista de
pozos
Registro
LWD
Vertical Section at 156.82 [300m/in]
Tru
e V
erti
cal
Dep
th [
300m
/in]
0 400 800 1200 1600
0
400
800
1200
1600
13 3/8" a 50 m
9 5/8" a 600 m
7" a 2561 m
Agujero 8 1/2" 2586 m
Proy. al fondo 2767 m
Field: PapanSite: Huace 1
Well: Papan 132Wellpath: OH
Plan: Plan 82
West(-)/East(+) [100m/cm]
South
(-)/
Nort
h(+
) [1
00m
/cm
]
0 100 200 300 400 500 600
-1400
-1300
-1200
-1100
-1000
-900
-800
-700
-600
-500
-400
-300
-200
-100
0
13 3/8" a 50 m
9 5/8" a 600 m
7" a 2561 m
Horas de
rotacin
Lista de
pozos
Registro
LWD
Vertical Section at 228.68 [300m/in]
Tru
e V
erti
cal
Dep
th [
300m
/in]
0 300 600 900 1200 1500 1800 2100
0
300
600
900
1200
1500
TR 9 5/8" a 50 m
TR 7" a 600 m
Pleistoceno Reciente
Plioceno Medio
Plioceno Inferior
Ult. Svy a 2482 m
Proy. a 2500 m
Field: PapanSite: Huace 1Well: Papan 192
Wellpath: OH
West(-)/East(+) [150m/cm]
South
(-)/
Nort
h(+
) [1
50m
/cm
]
-1400 -1200 -1000 -800 -600 -400 -200 0 200
-1200
-1000
-800
-600
-400
-200
0
Horas de
rotacin
Lista de
pozos
Perforacin con Flujo Controlado
CARACTERISTICAS DE PERFORACION
EN POZO VIVO (FLOW DRILLING)
Lodo de perforacin de una sola fase (Lquido)
Peso menor al peso equivalente de la presin
de formacin.
Aplicable a pozos de presin normal o
relativamente mayor y alta permeabilidad.
Menor costo ya que no se requiere un medio
gasificante.
Limpieza por velocidad de flujo anular
Excelente alternativa para pozos horizontales
Presin de fondo : Entre Presin de formacin
y lmite estabilidad
Formaciones que presentan fracturamiento natural lo que ocasiona constantes perdidas de circulacin.
Necesidad de evaluar a tiempo real durante la perforacin del pozo exploratorio el potencial productivo de las formaciones de inters.
Proporcionar mayor seguridad operativa al perforar formaciones con H2S al establecer en superficie un circuito cerrado.
Propiciar la manifestacin del yacimiento en los pozos exploratorios donde es alta la incertidumbre.
Reynosa Pozo: Monterrey 4021
Quemador 90 pies Dimetro int. 8
Alrededor de 5MMpcd Durante perforacin
Variacion Gas Neto Vs. Profundidad (MD)
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
2,439 2,449 2,459 2,469 2,479 2,489 2,499 2,509 2,519 2,529 2,539 2,549 2,559 2,569 2,579 2,589 2,599
Profundidad MD (Metros)
Pro
du
cc
ion
de
Ga
s N
eto
MM
pc
d
Perforacin con flujo controlado en Reynosa
CARACTERISTICAS DE PERFORACION
CON MUD CAP
No es estrictamente una tcnica de bajo balance pero
su uso est muy ligado a operaciones de flow drilling
Manejo de prdidas de circulacin en un ambiente de
formaciones de gas y con presencia de H2S
Situaciones de flujo cruzado (Cross flow)
Se llena el anular con salmuera, se cierra el anular y se
contina perforando utilizando agua como fluido de
perforacin
Se utiliza el mismo equipo adicional que se usa en
operaciones de Flow Drilling
Donde es muy poca la recuperacion de recortes o No
hay recuperacin de cortes.
Arreglo Preventores utilizado en Bagres 110,130,120
, 510
Manejo de presin de fondo durante la perforacin - (Pressure
Management While Drilling)
* Fluido de perforacin de menor densidad que la presin de poro
* Aplicacin de contra-presin en Cabeza de Pozo
* Flexibilidad de respuesta ante variaciones de presin de formacin
* Condiciones inesperadas de perforacin
Combinacin de diferentes mecanismos para el mismo fin, mantener la presin de
fondo dentro del rango deseado :
* Contrapresin
* Reologa del fluido
* Friccin
Aplicaciones de la Tecnologa de Perforacin Bajo Balance
Propuesta con Flujo Controlado Agua Fria 880:
Densidad Equivalente de Circulacion VS. Profundidad
PROPUESTA FLUJO CONTROLADO
1240
1280
1320
1360
1400
1440
1480
1520
1560
1600
1640
1680
1720
1760
1800
1840
1880
1920
1.14 1.15 1.16 1.17 1.18 1.19 1.2 1.21 1.22 1.23 1.24 1.25 1.26 1.27Densidad Equivalente de Formacion (gr/cc)
Prof
undida
d (M
D)
Presion de Fondo
Densidad de LodoDEC
Gasto de 250 GPM
Ph 3,035 psi + Perd fricc. Anular
131 psi + Estrang. 100 psi
DEC= 3,268 psi
P.hidrostatica = 3,034 psi
P.fondo = 3,264 psi
APLICACIN EN EL CAMPO PERDIZ
DISTRITO VERACRUZ
Utilizacin de la Tecnologa de Perforacin Bajobalance
Perforacin con Flujo Controlado MPD
Pozo Perdiz #2
Seccin 8
Introduccin
Desde el punto de vista operacional, la tecnologa de perforacin bajobalance en el campo Perdiz ha sido de gran importancia para la perforacin de la ultima etapa (hueco de 8 ) donde se ha registrado grandes perdidas de fluido de perforacin y como consecuencia de este, la incorporacin de fluidos del yacimiento al pozo (gas, aceite y agua salada) en pozos anteriores.
Aqu presentamos los cambios realizados a los programas de perforacin para resolver estos problemas operacionales.
Anlisis de Geopresiones y Geologa
Densidad de lodo programada pozos anteriores
Gradiente de Fractura
Presin de Poro
Sobrebalance generado a la formacin de hasta 1500 psi
Densidad de lodo diseada para perforar con equipo de bajobalance
Anlisis de Geopresiones y Geologa
El lodo normalmente diseado para perforar la ultima etapa en pozos anteriores alcanzaban hasta 1500 psi de sobrebalance. La etapa se iniciaba con lodos de 1.50 gr/cc y con incrementos graduales alcanzaba el 1.90 gr/cc.
Esta condicin genera grandes perdidas de fluido y como consecuencia tambin, grandes influjos de gas, agua salada y aceite.
El uso del equipo de Bajobalance permiti disear lodos con densidades cerca o menor a la presin de poro y generar una condicin balanceada o un poco sobrebalanceada nicamente cuando se esta circulando el pozo.
Para el caso de el Perdiz #2, la ultima etapa se inicia con lodo de 1.50 gr/cc y con incrementos graduales alcanzar un mximo de 1.75 gr/cc. Generando una condicin bajobalanceada de hasta 500 psi. En condiciones estticas.
Anlisis de Geopresiones y Geologa
Durante la circulacin a gasto de perforacin, se genera una densidad equivalente de circulacin mayor a la presin de poro y as teniendo un pozo estable. La cada de presin generada en fondo por el paro de las bombas ya sea por una conexin o por dao de las mismas, ser compensada en superficie accionando el estrangulador de el sistema de bajobalance.
Para el pozo Perdiz #2, la condicin de cierre dinmico se mantuvo en 500 psi.
Este sistema permiti la perforacin de toda la seccin sin presentarse perdida de fluido a la formacin y con un pequeo influjo de gas al sistema. El influjo de agua salada fue controlada por el pequeo sobrebalance generado en todo momento durante la perforacin.
POR QU FLUIDOS LIGEROS
(Nitrogenado) EN LOS POZOS ?
Bajar el Peso del lodo de perforacin.
Evitar las prdidas de circulacin.
Aumentar Tasa de Penetracin.
Evitar el dao de formacin.
Aumentar la produccin del pozo.
Seccin 6 3/4. Tcnica Bajo Balance. Panuco-Ebano-Cacalilao
Profundidad 450 mv.
Objetivo:
Evitar Prdidas de circulacin.
Evitar Atascamientos diferenciales.
Aumentar ROP.
Aumento productividad.
Formacin: Agua Nueva ,Depletada y fracturada naturalmente . 75
gr/cc (.65 gr/cc ECD)
Lodo: Salmuera de 1.02 gr/cc, NITROGENADA. 15 m3/min N2
Mnimo ECD recomendado = .60 gr/cc
El fluido producido ser manejado en superficie por separador.
Al encontrar produccin de gas, se permite cortar la inyeccin de
nitrgeno.
CONSIDERACIONES TECNICAS
Y OPERACIONALES FORMACION AGUA
NUEVA
Bajo Balance en ALTAMIRA Inyeccin de 15 m3/min de N2
Con 240-260 gpm de lquido y contrapresin de
25 hasta 100 psi.
Perforar +- 300 m, dentro de zona fracturada con circulacin
normal. La resultante de Densidad Equivalente calculada es de .65 gr/cc hasta .75 gr/cc
7
9-5/8
Salmuera clcica de 1.02 gr/cc
EMWD
Recep.
Seccion Horizontal
Matriz de Control de Flujo UBD
PRESION DE FLUJO EN CABEZA DE POZO
0 1250 psi 1250 2000 psi 2000 + psi
(0-12 MMscf/d) Manejable
Ajustar el sistema para incrementar la Presin de fondo fluyendo: Reducir o suspenderla
inyeccin de Nitrgeno Incrementar el galonaje Reducir la contrapresin en
superficie. (Sistema dominado por friccin)
Cerrar el pozo en las BOPs del Taladro.
(12-22.5 MMscf/d)
Ajustar el sistema para incrementar la Presin de fondo fluyendo : Suspender la inyeccin de
Nitrgeno
Incrementar el galonaje Incrementar la
contrapresin
Ajustar sistema para incremetnar Presin de fondo: Suspender inyeccin de
Nitrgeno Aumentar tasa de bombeo de
lodo
Cerrar el pozo en las BOPs
del Taladro
TASA D
E I
NFLU
JO D
E G
AS
(22.5+ MMscf/d) Cerrar el pozo en las BOPs del Taladro
Cerrar el pozo en las BOPs del Taladro.
Cerrar el pozo en las BOPs del Taladro
Fase lquida : Fluido convencional aplicable a la formacin. Gas de inyeccin :
- Nitrogeno criognico
- Nitrgeno por membrana generado en sitio
Gradiente hidrosttico regulado por la inyeccin de gas.
Bajo requerimiento de gas
Alta capacidad de acarreo de cortes
Fcil separacin de fases en superficie
Mejor lubricidad y propiedades de inhibicin en el sistema
Requiere el uso de inhibidor de corrosin
Velocidad anular mnima 177 pies/min. (Pozos verticales)
225 pies/min. (Pozos Horizontales)
CARACTERISTICAS DE PERFORACION
CON FLUIDO AIREADO
COMO SE GENERA EL
NITROGENO ?
Aire esta compuesto de aprox. 21 % O2
79 % N2
Compresores toman el aire de la atmsfera.
Alimentan a una Unidad generadora de N2
que separa el O2 y el N2
Compresores Reciprocantes impulsan N2 hacia el pozo.
EQUIPOS ADICIONALES PARA
PERFORACION BAJO BALANCE
EQUIPO DE INYECCION DE NITROGENO GASEOSO EN SITIO
Compresores Primarios (tipo tornillo)
Unidades generadoras de Nitrgeno (tipo membrana)
Elevadores de Presin (booster)
Tubera de Inyeccin, Accesorios, Vlvulas etc
ACCESORIOS
Medidor presin tipo Barton
0 - 4000 psi
Sistema de medicin gas inyectado tipo
Daniel (platina de orificio) 2 4000 #
ASPECTOS DE SEGURIDAD
EQUIPO GENERACION DE N2
Lneas de alta presin (lnea de inyeccin).
Uso de Protectores Auditivos obligatorio.
Lneas de Combustible.
rea completamente delimitada con avisos de
seguridad.
SI EL POZO FLUYE POR DONDE RETORNA
EL FLUIDO ?
Debido a que el pozo fluye, necesitamos un
sistema que nos desve el flujo hacia un lugar
seguro donde lo podamos manejar y medir.
Como lo hacemos ?
CABEZAL ROTATIVO DE ALTA PRESION
WILLIAMS 7100
C C o o n n s s o o l l a a d d e e C C o o n n t t r r o o l
R R e e m m o o t t o o
G G o o m m a a S S u u p p e e r r i i o o r r
E E n n s s a a m m b b l l a a j j e e
d d e e R R o o d d a a m m i i e e n n t t o o s s
G G o o m m a a I I n n f f e e r r i i o o r r
T T a a z z n n
A A b b r r a a z z a a d d e e r r a a H H i i d d r r u u l l i i c c a a
U U n n i i d d a a d d d d e e P P o o t t e e n n c c i i a a
Starting Mandrel
C C o o n n s s o o l l a a d d e e C C o o n n t t r r o o l
R R e e m m o o t t o o
LINEAS
REFRIGERANTE
LINEAS HIDRAULICAS
DE APERTURA DE
CABEZA
U U n n i i d d a a d d d d e e P P o o t t e e n n c c i i a a
LINEA DE
LUBRICACION
LINEA HACIA TEMBLORINAS LIN
EA
HA
CIA
SE
PA
RA
DO
R
CUAL ES LINEA DE FLUJO AHORA ?
LINEAS DE FLUJO
Las lneas de flujo estn bridadas o roscadas al arreglo de
preventores.
Diseadas para flujo abrasivo.
Todas las tuberas y adaptadores se encuentran soldados.
Tubera de pared gruesa para minimizar la contrapresin en el
pozo.
COMO CONTROLO LOS FLUIDOS
DEL POZO ?
ESTRANGULADOR DE TRES VIAS
Estrangulador de tres
vas 5000 psi
Valvulas 3 1/8 de dimetro
APLICACIONES y ASPECTOS DE SEGURIDAD DE
LA LINEA DE FLUJO Y ESTRANGULADOR
Conducir el flujo desde la cabeza hasta el sistema de
separacin.
El estrangulador primario se utiliza como medio para realizar una contrapresin al pozo en caso de que el flujo
no pueda ser manejado por el separador, o para
mantener la contrapresion ptima para la perforacin
Cualquier fuga deber ser reportada.
SISTEMA DE ADQUISICION DE
DATOS
Extremadamente importante.
Los datos histricos mejoran la operaciones futuras.
Se requieren para importantes decisiones de ingeniera.
Proporciona un registro electrnico del pozo.
Transductores de Presin y temperatura en tiempo real a la entrada del Choke
CABEZA ROTATORIA DE ALTA
PRESION
WILLIAMS 7100
ESTADO DURANTE LA
PERFORACION
Valvula 7 1/16
CABEZAL ROTATIVO
WILLIAMS 7100
LINEA HACIA TEMBLORINAS LIN
EA
HA
CIA
SE
PA
RA
DO
R
VALVULA 4 1/16
INSTALACION CABEZA ROTATORIO
1 2 4 3 SUBIR BALERO INSTALAR CONO PENETRAR
BALERO LEVANTAR
BALERO
5 6 7 8
ABRIR
CLAMP
CERRAR
CLAMP
RETIRAR
CONO
CONECTAR
JUNTA RETIRAR
BUSHING INSTALAR
BALERO
DESINSTALACION INSERTO ROTATIVO
DURANTE PERFORACION
(FUGAS EN INSERTO)
1 ANCLAMOS
INSERTO
COLOCAMOS
CUA 2 RETIRAMOS
INSERTO 3
Gracias