Este documento describe el diseño de una sarta de perforación. Detalla los esfuerzos a considerar como torsión, tensión, presión de rotura y fatiga. Explica las suposiciones del diseño y los objetivos de mantener los esfuerzos por debajo de los límites de resistencia. También cubre la selección de diámetros de barras, conexiones y estabilizadores, así como los cálculos para determinar la longitud adecuada de la sarta.
Este documento presenta información sobre el diseño de tuberías de revestimiento. Explica las diferentes clasificaciones de tuberías de revestimiento como conductora, superficial e intermedia. También describe conceptos clave como el diámetro exterior, grosor de pared, grado del acero, tipo de conexión, y criterios de diseño uniaxial, biaxial y triaxial.
Este documento proporciona una introducción al equipo de perforación para petróleo. Explica que el petróleo ha sido utilizado por miles de años pero que la industria moderna de perforación se desarrolló durante la revolución industrial para satisfacer la creciente demanda de energía. Describe los primeros métodos de perforación y cómo evolucionaron los equipos para perforar pozos cada vez más profundos, tanto en tierra como en aguas someras y profundas. Finalmente, define los componentes básicos de un equipo de perforación moderno y los diferentes tipos
Problemas comunes de perforación relacionados con (1)patiinu
El documento describe los problemas comunes relacionados con los fluidos de perforación, incluyendo la pérdida de circulación, problemas con lutitas e inestabilidad del hoyo, brotes, y pega de tubería. Explica las causas de estos problemas y ofrece soluciones recomendadas como el uso de materiales especiales y el control de la presión y velocidad de perforación.
El documento trata sobre la perforación direccional. Brevemente, 1) surgió como una técnica para evitar fallas y acceder a yacimientos cercanos usando un solo pozo, 2) requiere el uso de herramientas como desviadores de pared o chorros de barrena para cambiar la trayectoria del pozo, y 3) usa sistemas de coordenadas para posicionar el pozo.
13 cementación de liners05 pruebas de laboratorio para los cementosAgustÍn Piccione
El documento proporciona información sobre la cementación de liners. Explica que un liner es una sección de tubería de revestimiento colocada dentro de una sección existente. Detalla los tipos de liners y los accesorios utilizados. Describe el procedimiento de cementación, incluido el bombeo de lechada de cemento y el desplazamiento. Enfatiza la importancia de cementar adecuadamente la superposición del liner.
El documento describe el registro de neutrones, un método para determinar la porosidad de las formaciones rocosas. El registro de neutrones compensado (CNL) bombardea las formaciones con neutrones para medir el contenido de hidrógeno, el cual indica la porosidad. Los detectores miden los neutrones emitidos para calcular la porosidad lineal. El CNL se usa para medir porosidad, correlacionar datos, detectar efectos de gas, analizar litología y seleccionar zonas.
El documento trata sobre fluidos de perforación. Define un fluido de perforación y explica sus funciones principales como remover sólidos, enfriar y lubricar la mecha, controlar presiones de formación, y soportar peso de equipos. También cubre clasificaciones de fluidos, componentes como fases líquidas, sólidas y químicas, y cómo determinar propiedades como densidad y volumen de circulación.
Este documento presenta información sobre el diseño de tuberías de revestimiento. Explica las diferentes clasificaciones de tuberías de revestimiento como conductora, superficial e intermedia. También describe conceptos clave como el diámetro exterior, grosor de pared, grado del acero, tipo de conexión, y criterios de diseño uniaxial, biaxial y triaxial.
Este documento proporciona una introducción al equipo de perforación para petróleo. Explica que el petróleo ha sido utilizado por miles de años pero que la industria moderna de perforación se desarrolló durante la revolución industrial para satisfacer la creciente demanda de energía. Describe los primeros métodos de perforación y cómo evolucionaron los equipos para perforar pozos cada vez más profundos, tanto en tierra como en aguas someras y profundas. Finalmente, define los componentes básicos de un equipo de perforación moderno y los diferentes tipos
Problemas comunes de perforación relacionados con (1)patiinu
El documento describe los problemas comunes relacionados con los fluidos de perforación, incluyendo la pérdida de circulación, problemas con lutitas e inestabilidad del hoyo, brotes, y pega de tubería. Explica las causas de estos problemas y ofrece soluciones recomendadas como el uso de materiales especiales y el control de la presión y velocidad de perforación.
El documento trata sobre la perforación direccional. Brevemente, 1) surgió como una técnica para evitar fallas y acceder a yacimientos cercanos usando un solo pozo, 2) requiere el uso de herramientas como desviadores de pared o chorros de barrena para cambiar la trayectoria del pozo, y 3) usa sistemas de coordenadas para posicionar el pozo.
13 cementación de liners05 pruebas de laboratorio para los cementosAgustÍn Piccione
El documento proporciona información sobre la cementación de liners. Explica que un liner es una sección de tubería de revestimiento colocada dentro de una sección existente. Detalla los tipos de liners y los accesorios utilizados. Describe el procedimiento de cementación, incluido el bombeo de lechada de cemento y el desplazamiento. Enfatiza la importancia de cementar adecuadamente la superposición del liner.
El documento describe el registro de neutrones, un método para determinar la porosidad de las formaciones rocosas. El registro de neutrones compensado (CNL) bombardea las formaciones con neutrones para medir el contenido de hidrógeno, el cual indica la porosidad. Los detectores miden los neutrones emitidos para calcular la porosidad lineal. El CNL se usa para medir porosidad, correlacionar datos, detectar efectos de gas, analizar litología y seleccionar zonas.
El documento trata sobre fluidos de perforación. Define un fluido de perforación y explica sus funciones principales como remover sólidos, enfriar y lubricar la mecha, controlar presiones de formación, y soportar peso de equipos. También cubre clasificaciones de fluidos, componentes como fases líquidas, sólidas y químicas, y cómo determinar propiedades como densidad y volumen de circulación.
Este documento describe los diferentes tipos de brotes que pueden ocurrir durante la perforación de pozos petroleros y sus causas. Los brotes pueden ser causados por densidad insuficiente de lodo, llenado insuficiente durante los viajes de tubería, contaminación del lodo con gas, pérdidas de circulación, y efectos de sondeo al sacar la tubería. Si un brote no es detectado o corregido a tiempo, puede evolucionar a un descontrol o reventón.
Este documento resume los conceptos clave de la hidráulica de perforación. Explica que la hidráulica se refiere a la transferencia de presión del fluido de perforación desde la superficie hasta la broca para mejorar la tasa de penetración. También describe los diferentes componentes del sistema de circulación y las pérdidas de presión asociadas a cada uno, incluyendo la superficie, la sarta de perforación, la broca y el espacio anular. Finalmente, introduce conceptos como la densidad equivalente de circulación.
Este documento describe los procedimientos básicos de la cementación primaria en un pozo petrolero, incluyendo la corrida de tubería de revestimiento, circulación de lodo, prueba de presión, bombeo de lavador y espaciador, mezcla y bombeo de la lechada de cemento, lanzamiento de tapones y desplazamiento de fluidos. Explica los objetivos de la cementación primaria como aislamiento zonal, sustentación de tuberías, y protección del agujero. También describe brevemente los equipos utilizados
La tecnología point-the-bit permite controlar la dirección de la perforación en tiempo real mediante un mecanismo de dirección que desvía el eje de la broca. Esto mejora la calidad de los pozos al reducir problemas como la espiral y tortuosidad. El documento describe el funcionamiento del sistema point-the-bit de Schlumberger, incluyendo sus ventajas como una curvatura de pozo más uniforme y una mejor eficiencia de corte. Finalmente, concluye que esta tecnología resuelve efectivamente las dificultades técnicas en la
Perforación Direccional
Justificación de la Perforación Direccional
Tipos de Pozos Direccionales
Construcción Direccional
Herramientas Direccionales
Motores de Fondo
Pozos Horizontales
El documento describe diferentes métodos utilizados para evaluar formaciones geológicas en la industria petrolera, incluyendo registros de perforación, registros de núcleos, registros a hueco abierto y entubado, y registros sísmicos de pozo. Explica conceptos como perfilaje de pozos, análisis de núcleos, y mediciones realizadas durante la perforación y después de instalar el revestimiento del pozo.
Este documento describe métodos para muestrear y analizar fluidos petroleros como crudo y gas natural. Explica cómo tomar muestras representativas de crudo de tanques de almacenamiento y tuberías de conducción. También describe métodos para analizar la densidad y presión de vapor del crudo, así como el contenido de agua y sedimentos. Finalmente, menciona brevemente el análisis PVT, que proporciona datos sobre presión, volumen y temperatura de los fluidos representativos.
1. Introduccion a la Completación de PozosMagnusMG
Este documento trata sobre la introducción a la completación de pozos. Explica conceptos clave como las estrategias de explotación, las pruebas de presión, las propiedades petrofísicas y el comportamiento de presiones. También define la completación de pozos como las actividades que se realizan después de la perforación principal de un pozo para prepararlo para la producción.
Principios De Produccion Caida De Presion IprDavid Guzman
Este documento describe los principios básicos de la producción de petróleo y gas, incluyendo las fuentes de energía de un yacimiento, los sistemas de producción, los puntos de burbuja y rocío, y los métodos para calcular el índice de productividad como una medida de la capacidad de producción de un pozo. Explica los diferentes tipos de yacimientos y mecanismos de producción, así como factores que afectan el índice de productividad como la permeabilidad y daño a la formación.
La prueba de goteo es un método para estimar la presión de fractura de las formaciones por debajo de la última zapata de revestimiento, bombeando lodo de perforación a baja presión y observando la relación entre el volumen bombeado y la presión resultante. Se recomienda realizar la prueba de goteo cuando se perfora en secuencias de arenas y lutitas para determinar directamente la resistencia a la fractura de las formaciones. La interpretación de los resultados no siempre es sencilla y puede verse afectada por factores como la pre
1) Los fluidos de fracturamiento se utilizan para romper la formación y transportar el agente de sostén a lo largo de la fractura generada. 2) Los fluidos de fractura deben cumplir con ciertos requisitos como ser compatibles con la formación y roca, generar una fractura ancha, transportar el agente de sostén y romperse completamente al finalizar la operación. 3) El diseño de fracturamiento involucra factores como las propiedades de la formación, el fluido, el agente de sostén y la configuración del
Este documento trata sobre la estimulación de pozos. Define la estimulación como la inyección de fluidos de tratamiento como ácidos a presiones por debajo de la fractura para remover daños en la formación. Explica que la estimulación tiene como objetivo incrementar la producción de pozos o inyección de fluidos. Brevemente describe la historia de la estimulación y los tipos de escamas minerales que pueden formarse.
Cementación forzada o secundaria y tapones de cementaciónRuben Veraa
Cuando con la cementación primaria no se consiguen los objetivos deseados o cuando el cemento o la tubería de revestimiento presentan fallas debido al paso del tiempo, es necesario corregir el problema. Estos procesos de reparación reciben el nombre de cementaciones de reparación.
La técnica de reparación más común es la cementación forzada, un procedimiento en el que se fuerza a la lechada a pasar a través de agujeros o rajaduras de la tubería de revestimiento, con el fin de reparar un trabajo de cementación primaria o un problema en un pozo.
Este documento describe la historia y los principios básicos de los fluidos de perforación. Explica las funciones de los fluidos de perforación, los tipos de fluidos incluyendo fluidos base agua y base aceite, y las propiedades reológicas importantes como la viscosidad y el punto de cedencia. También cubre factores que afectan el comportamiento de los fluidos y cómo se eligen los fluidos apropiados para diferentes formaciones.
Este documento proporciona definiciones clave y explica las causas y orígenes de los brotes de pozos, así como los indicadores que anticipan un brote. También describe los equipos y sistemas de seguridad para el control de brotes, incluidos los preventores, líneas de matar y válvulas de seguridad. Explica además los procedimientos de cierre y los métodos para controlar un brote, como el método del perforador, el método de densificar y esperar, y el método concurrente.
Este documento describe un sistema de control para operar preventores de reventones mediante el uso de bombas hidráulicas. El sistema consiste en un depósito de fluido hidráulico, acumuladores cargados con nitrógeno, bombas mecánicas y eléctricas, y válvulas de control. Las bombas cargan los acumuladores con presión hidráulica almacenada que se usa para abrir y cerrar preventores de manera rápida y confiable.
Este documento resume los principales aspectos del fracturamiento hidráulico. Explica que el proceso consiste en bombear fluidos a alta presión para crear fracturas en la formación rocosa y mejorar la producción de los pozos. Detalla los tipos de fluidos de fractura, agentes apuntalantes, y etapas del proceso como el diseño, pruebas previas y bombeo. El objetivo final es generar fracturas de alta conductividad que permitan una mayor liberación de hidrocarburos desde la formación hacia el pozo.
Las instalaciones de perforación se pueden clasificar en seis tipos: equipos de tierra, equipos sumergibles, plataformas auto-elevables, plataformas fijas en el mar, equipos semi-sumergibles y barcos de perforación. Cada tipo se utiliza para perforar en diferentes profundidades de agua y terrenos. Los equipos de tierra perforan en tierra firme, mientras que los otros cinco tipos perforan en aguas someras y profundas.
Este documento discute la explotación de yacimientos de gas, gas y condensado y aceite volátil. Explica que estos tipos de yacimientos se encontrarán con más frecuencia en el futuro debido a la exploración de objetivos más profundos. También describe los retos asociados con la ingeniería de yacimientos de estos tipos, incluyendo la estimación del daño real de la formación y la simulación del comportamiento del campo. Finalmente, enfatiza la importancia de un enfoque multidisciplinario para lograr la máxima rec
Este documento proporciona información sobre fluidos de perforación. En primer lugar, explica las funciones principales de los fluidos de perforación, como el transporte de ripio, enfriamiento y lubricación, formación de revoque, control de presión de formación y estabilidad. Luego, describe las propiedades físicas y químicas clave de los fluidos de perforación, incluida la densidad, viscosidad, punto de cese y filtración. Finalmente, detalla los temas que se cubrirán en el curso, como tipos de fluidos, aditivos,
El documento proporciona información sobre la tasa de perforación y el diseño de sartas de perforación. Explica que la tasa de perforación se refiere a la cantidad de formación perforada en un período de tiempo y se ve afectada por factores como la densidad del lodo y el tipo de formación. También describe los componentes clave de una sarta de perforación como las barras de perforación, la tubería pesada y los estabilizadores, y sus funciones respectivas en el proceso de perforación.
El documento describe los componentes principales de una sarta de perforación, incluyendo la tubería de perforación, los lastrabarrenas, los collares de perforación y los estabilizadores. Explica que la tubería de perforación conecta el ensamblaje de fondo con la superficie para alcanzar la profundidad deseada, y que los lastrabarrenas y collares de perforación proporcionan rigidez y carga axial sobre la barrena. También incluye un ejemplo de diseño de una sarta de perforación para un pozo específico.
Este documento describe los diferentes tipos de brotes que pueden ocurrir durante la perforación de pozos petroleros y sus causas. Los brotes pueden ser causados por densidad insuficiente de lodo, llenado insuficiente durante los viajes de tubería, contaminación del lodo con gas, pérdidas de circulación, y efectos de sondeo al sacar la tubería. Si un brote no es detectado o corregido a tiempo, puede evolucionar a un descontrol o reventón.
Este documento resume los conceptos clave de la hidráulica de perforación. Explica que la hidráulica se refiere a la transferencia de presión del fluido de perforación desde la superficie hasta la broca para mejorar la tasa de penetración. También describe los diferentes componentes del sistema de circulación y las pérdidas de presión asociadas a cada uno, incluyendo la superficie, la sarta de perforación, la broca y el espacio anular. Finalmente, introduce conceptos como la densidad equivalente de circulación.
Este documento describe los procedimientos básicos de la cementación primaria en un pozo petrolero, incluyendo la corrida de tubería de revestimiento, circulación de lodo, prueba de presión, bombeo de lavador y espaciador, mezcla y bombeo de la lechada de cemento, lanzamiento de tapones y desplazamiento de fluidos. Explica los objetivos de la cementación primaria como aislamiento zonal, sustentación de tuberías, y protección del agujero. También describe brevemente los equipos utilizados
La tecnología point-the-bit permite controlar la dirección de la perforación en tiempo real mediante un mecanismo de dirección que desvía el eje de la broca. Esto mejora la calidad de los pozos al reducir problemas como la espiral y tortuosidad. El documento describe el funcionamiento del sistema point-the-bit de Schlumberger, incluyendo sus ventajas como una curvatura de pozo más uniforme y una mejor eficiencia de corte. Finalmente, concluye que esta tecnología resuelve efectivamente las dificultades técnicas en la
Perforación Direccional
Justificación de la Perforación Direccional
Tipos de Pozos Direccionales
Construcción Direccional
Herramientas Direccionales
Motores de Fondo
Pozos Horizontales
El documento describe diferentes métodos utilizados para evaluar formaciones geológicas en la industria petrolera, incluyendo registros de perforación, registros de núcleos, registros a hueco abierto y entubado, y registros sísmicos de pozo. Explica conceptos como perfilaje de pozos, análisis de núcleos, y mediciones realizadas durante la perforación y después de instalar el revestimiento del pozo.
Este documento describe métodos para muestrear y analizar fluidos petroleros como crudo y gas natural. Explica cómo tomar muestras representativas de crudo de tanques de almacenamiento y tuberías de conducción. También describe métodos para analizar la densidad y presión de vapor del crudo, así como el contenido de agua y sedimentos. Finalmente, menciona brevemente el análisis PVT, que proporciona datos sobre presión, volumen y temperatura de los fluidos representativos.
1. Introduccion a la Completación de PozosMagnusMG
Este documento trata sobre la introducción a la completación de pozos. Explica conceptos clave como las estrategias de explotación, las pruebas de presión, las propiedades petrofísicas y el comportamiento de presiones. También define la completación de pozos como las actividades que se realizan después de la perforación principal de un pozo para prepararlo para la producción.
Principios De Produccion Caida De Presion IprDavid Guzman
Este documento describe los principios básicos de la producción de petróleo y gas, incluyendo las fuentes de energía de un yacimiento, los sistemas de producción, los puntos de burbuja y rocío, y los métodos para calcular el índice de productividad como una medida de la capacidad de producción de un pozo. Explica los diferentes tipos de yacimientos y mecanismos de producción, así como factores que afectan el índice de productividad como la permeabilidad y daño a la formación.
La prueba de goteo es un método para estimar la presión de fractura de las formaciones por debajo de la última zapata de revestimiento, bombeando lodo de perforación a baja presión y observando la relación entre el volumen bombeado y la presión resultante. Se recomienda realizar la prueba de goteo cuando se perfora en secuencias de arenas y lutitas para determinar directamente la resistencia a la fractura de las formaciones. La interpretación de los resultados no siempre es sencilla y puede verse afectada por factores como la pre
1) Los fluidos de fracturamiento se utilizan para romper la formación y transportar el agente de sostén a lo largo de la fractura generada. 2) Los fluidos de fractura deben cumplir con ciertos requisitos como ser compatibles con la formación y roca, generar una fractura ancha, transportar el agente de sostén y romperse completamente al finalizar la operación. 3) El diseño de fracturamiento involucra factores como las propiedades de la formación, el fluido, el agente de sostén y la configuración del
Este documento trata sobre la estimulación de pozos. Define la estimulación como la inyección de fluidos de tratamiento como ácidos a presiones por debajo de la fractura para remover daños en la formación. Explica que la estimulación tiene como objetivo incrementar la producción de pozos o inyección de fluidos. Brevemente describe la historia de la estimulación y los tipos de escamas minerales que pueden formarse.
Cementación forzada o secundaria y tapones de cementaciónRuben Veraa
Cuando con la cementación primaria no se consiguen los objetivos deseados o cuando el cemento o la tubería de revestimiento presentan fallas debido al paso del tiempo, es necesario corregir el problema. Estos procesos de reparación reciben el nombre de cementaciones de reparación.
La técnica de reparación más común es la cementación forzada, un procedimiento en el que se fuerza a la lechada a pasar a través de agujeros o rajaduras de la tubería de revestimiento, con el fin de reparar un trabajo de cementación primaria o un problema en un pozo.
Este documento describe la historia y los principios básicos de los fluidos de perforación. Explica las funciones de los fluidos de perforación, los tipos de fluidos incluyendo fluidos base agua y base aceite, y las propiedades reológicas importantes como la viscosidad y el punto de cedencia. También cubre factores que afectan el comportamiento de los fluidos y cómo se eligen los fluidos apropiados para diferentes formaciones.
Este documento proporciona definiciones clave y explica las causas y orígenes de los brotes de pozos, así como los indicadores que anticipan un brote. También describe los equipos y sistemas de seguridad para el control de brotes, incluidos los preventores, líneas de matar y válvulas de seguridad. Explica además los procedimientos de cierre y los métodos para controlar un brote, como el método del perforador, el método de densificar y esperar, y el método concurrente.
Este documento describe un sistema de control para operar preventores de reventones mediante el uso de bombas hidráulicas. El sistema consiste en un depósito de fluido hidráulico, acumuladores cargados con nitrógeno, bombas mecánicas y eléctricas, y válvulas de control. Las bombas cargan los acumuladores con presión hidráulica almacenada que se usa para abrir y cerrar preventores de manera rápida y confiable.
Este documento resume los principales aspectos del fracturamiento hidráulico. Explica que el proceso consiste en bombear fluidos a alta presión para crear fracturas en la formación rocosa y mejorar la producción de los pozos. Detalla los tipos de fluidos de fractura, agentes apuntalantes, y etapas del proceso como el diseño, pruebas previas y bombeo. El objetivo final es generar fracturas de alta conductividad que permitan una mayor liberación de hidrocarburos desde la formación hacia el pozo.
Las instalaciones de perforación se pueden clasificar en seis tipos: equipos de tierra, equipos sumergibles, plataformas auto-elevables, plataformas fijas en el mar, equipos semi-sumergibles y barcos de perforación. Cada tipo se utiliza para perforar en diferentes profundidades de agua y terrenos. Los equipos de tierra perforan en tierra firme, mientras que los otros cinco tipos perforan en aguas someras y profundas.
Este documento discute la explotación de yacimientos de gas, gas y condensado y aceite volátil. Explica que estos tipos de yacimientos se encontrarán con más frecuencia en el futuro debido a la exploración de objetivos más profundos. También describe los retos asociados con la ingeniería de yacimientos de estos tipos, incluyendo la estimación del daño real de la formación y la simulación del comportamiento del campo. Finalmente, enfatiza la importancia de un enfoque multidisciplinario para lograr la máxima rec
Este documento proporciona información sobre fluidos de perforación. En primer lugar, explica las funciones principales de los fluidos de perforación, como el transporte de ripio, enfriamiento y lubricación, formación de revoque, control de presión de formación y estabilidad. Luego, describe las propiedades físicas y químicas clave de los fluidos de perforación, incluida la densidad, viscosidad, punto de cese y filtración. Finalmente, detalla los temas que se cubrirán en el curso, como tipos de fluidos, aditivos,
El documento proporciona información sobre la tasa de perforación y el diseño de sartas de perforación. Explica que la tasa de perforación se refiere a la cantidad de formación perforada en un período de tiempo y se ve afectada por factores como la densidad del lodo y el tipo de formación. También describe los componentes clave de una sarta de perforación como las barras de perforación, la tubería pesada y los estabilizadores, y sus funciones respectivas en el proceso de perforación.
El documento describe los componentes principales de una sarta de perforación, incluyendo la tubería de perforación, los lastrabarrenas, los collares de perforación y los estabilizadores. Explica que la tubería de perforación conecta el ensamblaje de fondo con la superficie para alcanzar la profundidad deseada, y que los lastrabarrenas y collares de perforación proporcionan rigidez y carga axial sobre la barrena. También incluye un ejemplo de diseño de una sarta de perforación para un pozo específico.
Este documento proporciona definiciones y ecuaciones para calcular las longitudes de anclaje requeridas para las barras de acero de refuerzo en el hormigón. Explica que la longitud de anclaje depende del diámetro de la barra, la resistencia del acero y del hormigón, y la presencia de armadura transversal. También cubre factores que modifican las longitudes de anclaje requeridas para barras individuales versus paquetes, y para barras con o sin ganchos al final.
El documento describe el diseño de tuberías de revestimiento considerando factores como presión interna, colapso, tensión, flexión, flotación y expansión térmica. El proceso de diseño implica seleccionar una tubería que soporte las cargas máximas de presión interna, presión de colapso y tensión. Se deben considerar también problemas como desgaste, deformación y fuerzas de arrastre.
Este documento describe la conexión de placa de ala empernada BPF, la cual utiliza placas soldadas a las alas de la columna y empernadas a la ala de la viga. El objetivo de esta conexión es lograr la formación de la rótula plástica en el final del ala de la viga. Se proporcionan los pasos para el diseño de esta conexión, incluyendo el cálculo del momento probable en la rótula plástica, el diámetro máximo del perno, el número requerido de pernos, y
El documento proporciona una introducción al diseño de sartas de perforación. Explica que una sarta de perforación transmite rotación y carga a la barrena, controla la trayectoria del pozo y permite la circulación de fluidos. Describe los componentes clave de una sarta, incluida la tubería de perforación, los lastra barrena y las herramientas de fondo. También cubre conceptos como los grados de acero para tubería de perforación y los métodos para conectar los tramos.
El documento describe las funciones y propiedades de la tubería de revestimiento de pozos, así como los criterios de diseño como el colapso, estallido y tensión. También cubre temas como la profundidad de asentamiento, tolerancia a influjos, estabilidad del pozo y requerimientos de lodo y direccionales. Finalmente, explica brevemente las técnicas de cementación como etapa única, etapa múltiple y liner.
1) El documento describe los objetivos y componentes clave de un BHA (conjunto de herramientas de perforación), incluyendo estabilizadores, barras de perforación y parámetros de perforación.
2) Un BHA con un solo estabilizador puede inducir fuerzas laterales positivas o negativas dependiendo de su proximidad al taladro, mientras que un BHA con dos estabilizadores permite un control más preciso de la trayectoria.
3) El peso sobre el taladro y la ubicación de los estabilizadores determinan la tangencia y, por
1) El documento describe los componentes y objetivos de un BHA (Bottom Hole Assembly), incluyendo la definición de BHA, HWDP y cómo afectan la trayectoria del pozo. 2) Explica cómo un solo estabilizador puede controlar la fuerza lateral al moverlo cerca o lejos de los bits, creando efectos de fulcro o péndulo. 3) Recomienda usar el mínimo número de estabilizadores y collares de perforación para controlar la trayectoria del pozo de manera efectiva.
El documento describe los componentes principales de las sartas de perforación, incluyendo la tubería de perforación, lastrabarrenas, tubería pesada y estabilizadores. Explica que la tubería de perforación transmite energía rotaria y fluido de perforación a la barrena, mientras que los lastrabarrenas proporcionan peso y rigidez. La tubería pesada hace la transición de esfuerzos entre la tubería de perforación y los lastrabarrenas. Los estabilizadores mantienen la dirección del pozo y evitan el pande
Este documento proporciona una introducción a los componentes y propiedades del BHA (Bottom Hole Assembly o conjunto de fondo de pozo). Describe los diferentes tipos de BHAs, incluidos los BHAs lisos, pendulares, empaquetados y direccionales. También explica conceptos como el peso sobre el trépano, la rigidez, el buckling y las fuerzas laterales que afectan al BHA durante la perforación.
El documento describe los principios y métodos de la voladura controlada. Consiste en usar cargas explosivas lineales de baja energía en taladros muy cercanos para crear un plano de fractura continuo que limite la superficie final de un corte de manera controlada y reduzca el daño a la roca remanente. Se detallan los tipos de control, condiciones necesarias, parámetros importantes y explosivos utilizados.
Este documento describe los métodos para determinar la resistencia a tracción y compresión de miembros estructurales de acero. Explica cómo calcular el área bruta, neta y neta efectiva, y determinar la resistencia considerando los estados límites de fluencia, fractura y pandeo. También cubre miembros conectados por pasadores, armados y con elementos esbeltos.
Este documento presenta varios métodos para diseñar voladuras, incluyendo el método de Langefors, el método de Ash, y el método de López Jimeno para voladuras de pequeño diámetro. Describe fórmulas y parámetros clave para calcular el tamaño máximo de roca, profundidad del hoyo, carga útil, espaciamiento, y otros aspectos importantes del diseño de voladuras. El objetivo es proporcionar orientación técnica para la planificación efectiva de voladuras de acuerdo con el
Este documento trata sobre conceptos de diseño estructural y refuerzo de concreto. Explica elementos como vigas de gran altura que deben diseñarse con métodos de bielas y tirantes, deflexiones, empalmes y desarrollo de barras de refuerzo, así como dimensiones, resistencias y detalles de diseño. También cubre temas relacionados a cargas, definiciones, barras corrugadas, losas bidireccionales y concreto prefabricado.
El documento trata sobre el diseño de sartas de perforación. Explica que una sarta de perforación está formada por diferentes componentes unidos mediante conexiones, y tiene la finalidad de transmitir rotación y torque desde la mesa rotaria hasta la barrena, transportando también el fluido de perforación. Describe los principales componentes de una sarta como los lastrabarrenas, la tubería de perforación y estabilizadores. Además, ofrece pautas para la selección adecuada de las conexiones y la longitud óptima de los lastrabarrenas.
Este documento trata sobre conceptos de diseño estructural como cargas muertas, elementos de gran altura sometidos a flexión, definiciones de términos como deflexión, control de deflexiones en losas y vigas, tipos de refuerzo como barras corrugadas y su empalme, y conceptos de diseño como suposiciones, dimensiones, desplazamientos permitidos, combinaciones de cargas, métodos y momentos de diseño. También cubre temas como diseño de zonas de anclaje, cimbras, concreto prefabricado, y
El documento describe los componentes y diseño de las cuerdas de perforación. Explica que las cuerdas de perforación se componen de barras, tuberías y accesorios como estabilizadores. También cubre los objetivos del diseño de cuerdas de perforación como mantener los esfuerzos máximos de manera segura y seleccionar componentes para retardar la fatiga. Además, explica que los pozos pueden desviarse por la geometría de la herramienta de perforación o por tendencias naturales en el terreno.
Este documento contiene definiciones y requisitos relacionados con el cálculo del área bruta, área neta y área neta efectiva de barras sometidas a tracción. Explica cómo calcular estas áreas para diferentes configuraciones de barras con agujeros y uniones. También cubre los estados límite de fluencia, rotura y bloque de corte que deben considerarse en el diseño de barras traccionadas.
Similar a 384548675-Diseno-de-Sarta-de-Perforacion.ppt (20)
MATERIALES PELIGROSOS NIVEL DE ADVERTENCIAROXYLOPEZ10
Introducción.
• Objetivos.
• Normativa de referencia.
• Política de Seguridad.
• Alcances.
• Organizaciones competentes.
• ¿Qué es una sustancia química?
• Tipos de sustancias químicas.
• Gases y Vapores.
• ¿Qué es un Material Peligroso?
• Residuos Peligrosos Legislación Peruana.
• Localización de Accidentes más habituales.
• Riesgos generales de los Materiales Peligrosos.
• Riesgos para la Salud.
• Vías de ingreso al organismo.
• Afecciones al organismo (secuencia).
• Video: Sustancias Peligrosas
2. PARA CONSIDERAR ESFUERZOS DE:
Torsión
Tensión
Torsión combinada
Presión de ruptura
Presión de colapso
Compresión
Aplaste causado por cuñas
Fuerzas estabilizadoras
3. SUPOSICIONES PARA EL DISEÑO
Los valores de tensión se aproximan utilizando el
método de peso por flotación.
Se asume que el pandeo ocurre solo hasta el
punto en que el peso de flotación de la sarta es
igual al peso en el trepano.
A medida que aumenta el ángulo de perforación en
el BHA se reduce el peso que el BHA dispone para
el peso sobre el trepano.
4. SUPOSICIONES PARA EL DISEÑO
La resistencia a la cedencia de un material es la
mínima especificada.
Se asume que la sarta está colgada
verticalmente.
El espesor de la pared de la tubería de
perforación es el mínimo para su clase.
La resistencia a la torsión y el torque en la
unión es la óptima.
5. OBJETIVOS DEL DISEÑO
Mantener el esfuerzo máximo a un nivel
menor que la resistencia a la cedencia,
reducido por un factor de seguridad.
Seleccionar los componentes y configurar
los conjuntos para retardar la fatiga mientras
sea económicamente práctico.
6. FATIGA
El límite de la fatiga se encuentra disminuido
por:
Lodo corrosivo.
Cortes ocasionados por las cuñas, picaduras
por corrosión y recalques internos.
Estos factores disminuyen el límite de
resistencia permitiendo que ocurran daños por
fatiga.
7. CONDICIONES QUE DISMINUYEN LA FATIGA Y
AUMENTAN SU VIDA UTIL
Selección adecuada del BHA y limitar el
peso sobre el trepano para evitar el pandeo.
Seleccionar conjuntos con transiciones
geométricamente suaves
Específicar los recalques internos para la
tubería de perforación nueva para que no
concentren los esfuerzos.
8. CONDICIONES QUE DISMINUYEN LA FATIGA Y
AUMENTAN SU VIDA UTIL
Reducir el grado de flexión de la tubería y
del BHA
Observar y controlar las vibraciones de la
sarta.
Disminuir la corrosividad del sistema de lodo
9. INSPECCIÓN
Los daños causados por fatiga a la sarta son
probablemente inevitables.
Se deben tener un programa de inspección
para reducir fallas en la sarta.
10. PASOS PARA EL DISEÑO DE LA SARTA
A. Seleccionar el tamaño de la barra,
conexiones y características de las
conexiones.
B. Determinar la resistencia a la torsión de las
conexiones en las barras.
C. Determinar la longitud mínima de la sarta de
HW y de la barra de sondeo.
D. Verificar la fuerza de aplaste de las cuñas
11. PASOS PARA EL DISEÑO DE LA SARTA
E. Programar los factores de diseño y margen de
sobretensión.
F. Calcular la longitud máxima permisible para
cada sarta de la tubería de perforación.
G. Calcular la reducción en la capacidad de
resistencia al colapso de la tubería de
perforación bajo cargas de tensión
simultáneas.
12. SELECCIÓN DEL DIÁMETRO DE LA BARRA DE
PERFORACIÓN.
Lo mejor es usar barras de mayor diámetro
de acuerdo con sus necesidades, para:
Aumentar la rigidez.
Aumentar la estabilidad direccional.
Disminuir el esfuerzo por pandeo.
Disminuir el índice de fatiga.
13. SELECCIÓN DEL DIÁMETRO DE LA BARRA DE
PERFORACIÓN.
Otros factores que deben tenerse en cuenta
son:
Factores de pesca.
Capacidad del equipo de perforación.
Requisitos de control direccional.
Hidraulica.
Características exteriores deseadas (ranuras
en espiral, receso para elevador u otras).
14. SELECCIÓN DE CONEXIONES PARA EL BHA
A. Relación de la resistencia a la flexión
(BSR):
Es la consideración mas importante para seleccionar la barra de
perforación.
La serie de rangos de BSR son guías basadas en la
experiencia.
Para perforaciones poco profundas con poca experiencia de
fallas BSR entre 2.0 y 3.0.
Para perforaciones mas severas o con experiencia de fallas
BSR entre 2.25 y 2.75.
16. SELECCIÓN DE CONEXIONES PARA EL BHA
B. Variaciones para una BSR fuera de los
límites recomendados.
Utilizar una BSR en el límite superior para
diámetros mayores a 8”.
Utilizar una BSR en el límite inferior para
diámetros de 5” o menos.
17. SELECCIÓN DE CONEXIONES PARA EL BHA
C. Forma de la rosca en conexiones del
BHA.
La forma de la rosca a usarse en todas las
conexiones del BHA debe tener ek radio de
la raiz completa, para aumentar al máximo
la resistencia a la fatiga.
18. SELECCIÓN DE CONEXIONES PARA EL BHA
D. Verifique resistencia a la torsión:
La torsión es transmitida de arriba hacia
abajo, por lo que las conexiones del BHA
son sometidas a esfuerzos de torsión
menores que los de las barras de sondeo.
19. SELECCIÓN DE CONEXIONES PARA EL BHA
La resistencia a la torsión de la conexión de la barra de
perforación se calcula haciendo:
TS=MUT/f
TS = Resistencia a la torsión en la conexión (lb-pie)
MUT = Torque de apriete recomendado para la conexión de la
barra (lb-pie). (tabla 2.11)
F = fracción decimal de la resistencia por torsión que es la base
para los valores de apriete mostrados en la tabla 2.11
21. ESTABILIZADORES
El tamaño y colocación de los
estabilizadores, generalmente está
determinado por consideraciónes
direccionales, pero también afectan otros
factores de diseño:
22. ESTABILIZADORES
A. Fatiga en la conexión de la barra de
perforación.
Durante la perforación, la parte inferior del
BHA estará pandeado y sostenida por el
pozo.
Los estabilizadores reducen la libertad de
movimiento lateral, y por ende, la fatiga
producida por pandeo.
23. ESTABILIZADORES
B. Tubería atascada.
El uso de estabilizadores aumenta la
probabilidad de atascarse debido a causas
mecánicas.
El uso de estabilizadores disminuye las
probabilidades de atascarse por presión
diferencial.
24. CONFIGURACIÓN DEL BHA
Tipo 1: este conjunto
es “estandar” y ofrece
la ventaja de ser
simple.
25. CONFIGURACIÓN DEL BHA
Tipo 2: utiliza HW
sobre las barras de
perforación como zona
de transición para
suavizar el cambio
abrupto en la sarta.
Todo el peso sobre la
mecha es aplicado por
las barras.
26. CONFIGURACIÓN DEL BHA
Tipo 3: utiliza las
barras necesarias para
control direccional.
Reduce tendencia a
atascarse por presión
diferencial.
El peso sobre la
mecha es aplicado por
las barras y las HW.
27. DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE LA SARTA
DE BARRAS DE PERFORACIÓN
A. Para BHA tipo 1 y 2, la longitud mínima está dada por:
LDC = longitud mínima(pies)
WOB= peso máximo sobre la mecha (lbs)
DF BHA = factor de diseño para exceso de peso BHA
K B = factor de flotación (tabla 2.14)
Φ = angulo máximo del pozo en el BHA (grados)
W DC = peso en aire de las barras de perforación (lb/pie)
28. DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE LA
SARTA DE BARRAS DE PERFORACIÓN
B. Para BHA tipo 3
Debe seleccionarse la cantidad mínima de
las barras de perforación para obtener un
mayor control direccional.
29. DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE LA SARTA
DE HEAVY WEIGHT
A. Para la configuración del BHA tipo 2, la
cantidad de tuberías a colocar está
determinada por la experiencia, y va de 12
a 30 tubos.
B. Cuando se utilita HW para colocar peso
sobre la mecha (tipo 3) la longitud mínima
se ccalcula como:
30. DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE LA SARTA
DE HEAVY WEIGHT
L HWDP = Longitud mínima de la
sarta de HW (pie)
WOB = Peso máximo sobre la
mecha (lbs)
DF BHA=Factor de diseño para
exceso de longitud BHA
WDC=Peso en el aire de la barra
de perforación(lb/pie)
WHWDP=Peso en el aire de la
tubería HW (lb/pie)
LDC=Longitud de la sección de
barras de perforación
K B = Factor de flotación (tabla
2.14)
Φ= Ángulo máximo del pozo en
el BHA(grados)
31. POZOS DE ÁNGULO ELEVADO Y HORIZONTALES
Las formulas anteriores solo se aplican a pozos verticales
o de ángulos moderados.
Un BHA pesado es perjudicial para pozos con ángulos
elevados, debido al aumento de la resistencia a la tensión
y torsión.
En pozos de ángulos elevados se le aplica peso a la
mecha a través de la tubería de perforación.
El pozo con ángulo ayuda a la estabilización de la tubería
impidiendole pandearse.
32. CARGAS DE PANDEO EN LA TUBERÍA DE
PERFORACIÓN
Desde el punto de vista fatiga, el tubo de
perforación no debe ser girado cuando está
pandeado.
Los cálculos de compresión no deben
exceder los cálculos para esfuerzos críticos
de pandeo.
33. VERIFICAR LA CAPACIDAD TORSIONAL DE LA UNION EN LA
TUBERÍA DE PERFORACIÓN.
Para evitar que las conexiones se aprieten
demasiado en el fondo, la torsión máxima de
operación no debe exceder la torsión de apriete
de la unión.
Cuando se espera operar con altas torsiones, la
presión de apriete podrá ser aumentada
aproximadamente por el 60% encima de la
normal, verificando con las curvas de capacidad
de carga.
34. CALCULO DE LA RELACIÓN DE RIGUIDEZ
La relación de rigidez de la sarta, por arriba y
debajo de la zona de transición deben
compararse para cuantificar el cambio brusco
en la sarta y determinar si se necesita añadir
tubería de transición, esto se verifica con:
SR=Zbaja/Zalta
Z = Módulo de la sección
Los módulos los podemos ver en la tabla siguiente.
38. CALCULO DE LA RELACIÓN DE RIGUIDEZ
La relación de rigidez máxima debe ser
determinada en base de la experiencia.
Para perforación de poca profundidad o baja
experiencia de fallas mantener SR por debajo
de 5.5
Para perforaciones más severas o con un alta
experiencia de fallas mantener SR por debajo
de 3.5
39. NOMENCLATURA PARA EL DISEÑO DE TENSIÓN
EN LA TUBERÍA
A. Capacidad de carga de tensión (Pt)
- Es la fuerza de tensión calculada para que el tubo seda al ser
tensionada
40. NOMENCLATURA PARA EL DISEÑO DE TENSIÓN
EN LA TUBERÍA
B. Factor de diseño en tensión (DFT)
-El factor usado para reducir la capacidad de carga en tensión y obtener la carga
permisible (PA)
C. Carga permisible (PA)
-La carga máxima que pueda colocarse a la tubería. Es la capacidad de tensión
reducida por el factor de diseño
D. Margen de sobre-tensión (MOP)
-El exceso de capacidad tensional diseñada por encima de la carga de trabajo (PW) para
compensar el arrastre esperado de la tubería, la posibilidad de atascarse, el
aplaste por las cuñas y el efecto de la presión de circulación sobre la tensión.
E. Carga de trabajo (Pw)
-Es el máximo de tensión que se espera que ocurra durante una operación normal.
41. CALCULO DE LA CARGA PERMISIBLE (PA)
PA = PT/DFT
PA= Máxima carga de tensión permisible (Lb)
PT = Capacidad de tensión en la tubería (Lb) tabla 2.5
DFT = Factor de diseño en tensión
Los factores típico de diseño en tensión
varía entre 1.0 y 1.15
42. DETERMINACIÓN DEL MARGEN DE SOBRE-
TENSIÓN (MOP)
Los margenes de sobre tensión debido al arrastre del pozo
y a la capacidad de sobre tensión en caso de atascamiento
de la tubería, son determinado por las políticas de la
compañía.
El efecto de la presión de circulación en la tensión puede
estimarse como:
P = (PrMECHA)(Ai)
P = Aumento de tensión en la tubería debido a la presión de circulasión (Lb)
PrMecha = Caída de presión a través de la mecha (PSI)
Ai = Area interna de la Tubería (Inch2) (tabla 2.1)
43. CALCULO DE LA CARGA DE TRABAJO (PW)
Es la carga permisible menos el margen de sobre-
tensión.
PW = PA – MOP
PW = Carga de trabajo (lb)
PA = Carga permisible (lb)
MOP = Margen para sobre tensión (lb)
El MOP deseado debe mantenerse en todos los
puntos de la sarta. Y puede ir de 50.000 a 150.000
Libras
44. CALCULO DE LA LONGITUD MAXIMA DE LA
PRIMERA SARTA DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN.
45. CALCULO DE LA LONGITUD MAXIMA DE LA SEGUNDA
SARTA DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN.
46. A TENER EN CUENTA
Los cálculos para la longitud máxima de la tubería ignoran
la reducción de tensión causada por el ángulo de
perforación.
Esto es para compensar por el aumento en resistencia que
normalmente acompaña al aumento en el ángulo del pozo.
Si se considera que este valor es conservador, la longitud
calculada para cada sarta puede ser aumentada por la
relación entre la profundidad medida (MD) y la profundidad
vertical real (TVD).
Sin embargo, a las sartas en la porción vertical inferior de la
curva “S” no se les debe aumentar la longitud de esa forma.
47. PRESIÓN DE RUPTURA
La tabla 2.7 presenta los valores de
presión de ruptura. Estos valores fueron
calculados asumiendo propiedades
mínimas del material y sin carga axial.
49. PRESIÓN DE COLAPSO
La presión neta de colapso en cualquier punto de
la sarta y condiciones estáticas puede calcularse
como:
La capacidad de colapso disminuye al tener la
barra tensionada.
50. CARGAS COMBINADAS
Cargas Bidireccionales.
Por lo general las tablas publicadas con las cargas asumen que las cargas son
independientes. Sin embargo las cargas combinadas y bidireccionales
disminuyen la carga que puede soportar. Algunos Ejemplos pueden ser:
- Tensión y colapso simultáneamente, reducen la presión de colapso
- Torsión y tensión, reducen la capacidad de tensión.
- Apretar una conexión mas allá de un punto determinado, reduce la capacidad
de tensión de conexión.
51. CORRECCIÓN DE LA CAPACIDAD DE CARGA EN
CONDICIONES COMBINADAS
Reducción de la capacidad de presión de
colapso para tensión simultanea:
Los valores normales se encuentran en la tabla 2.8 y si la barra esta
tensionada se debe aplicar un factor de reducción al valor de la tabla
2.8, según el gráfico 2.3
52. CORRECCIÓN DE LA CAPACIDAD DE CARGA EN
CONDICIONES COMBINADAS
Reducción de la capacidad de carga de la
tubería de perforación por tensión y torsión
simultanea.
La capacidad de tensión y torsión simultáneas de los tubos en la tubería
de perforación puede leerse en el grafico 2.4a hasta la 2.4u.
53. REDUCCIÓN DE LA CAPACIDAD DE CARGA DE LA
UNION DE LA TUBERÍA DURANTE TENSIÓN Y
TORSIÓN.
54. EL PANDEO DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓ Y LAS
FUERZAS DE ESTABILIDAD
Sabiendo que la circulación máxima ocurre cuando
la mecha no está tocando el fondo del pozo, la
tendencia de las fuerzas de estabilidad a pandear el
pozo pueden ser ignoradas en el diseño de la sarta
de perforación.
El siguiente proceso eliminará el pandeo inducido
por presión: al notar aumento en la caída de presión
a través de la mecha, mientras esta esté en el
fondo, levante la sarta hasta que note un aumento
de peso, esto permitirá que la sarta se estire
eliminando la tendencia a pandearse.
55. APLASTAMIENTO POR CUÑAS
Ejercen una compresión radial sobre la
tubería de perforación, la cual puede llegar a
deformar el tubo.
La longitud de la cuña, su coeficiente de
fricción, el diámetro de la tubería y otros
determinan la constante de aplastamiento
por cuña (SH/St).
56. APLASTAMIENTO POR CUÑAS
Asumiendo que el tubo no está atascado, la
tensión máxima ejercida por las cuñas es la
de trabajo (PW).
Para calcular si hay suficiente margen de
compensación por efecto de aplastamiento,
calcular:
Pw(Sh/St) ≤ PA
58. APLASTAMIENTO POR CUÑAS Y MARGEN DE
SOBRETENSIÓN (MOP)
Luego de hacer el calcular el MOP como
vimos anteriormente, se debe comprobar, si
este satisface la siguiente relación, y en caso
contrario, aumentar el MOP hasta que se
cumpla.
MOP≥(Sh/St – 1)
60. FACTOR DE FLOTACIÓN PARA COMPONENTES
QUE NO SON DE ACERO
KB(REV)=(D – DLODO)/D
KB (REV)= Factor de flotación corregido
D= Densidad del componente en el BHA
Luego,el peso total del BHA puede determinarse:
WBHA=(WACERO x KB)+(Wotro x KB(REV))