Monthly Archives: noviembre 2011
PEGADO DE TUBERIA EN LA PERFORACION
Las pegaduras de tuberías más comunes en las operaciones de perforación, son:
• Pegaduras en arenas.
• Pegaduras con lodos, asentamiento, (precipitación) en el espacio anular.
• Pegaduras en ojos de llaves.
• Pegaduras por presión diferencial.
• Pegaduras mecánicas en empacadores y sartas múltiples.
• Pegaduras en pozos con cavernas.
Causas de la pegadura de tubería durante la perforación:
Es causada por una falla en la tubería de revestimiento o a través del empacador, permitiendo que el espacio anular se llene con arena atrapando la tubería. La tubería de perforación puede ser atrapada al perforar cuerpos de arena que se atraviesan con mucha rapidez y no tener el rango de limpieza y circulación adecuado.Las pegaduras con lodos
Generalmente se presentan en agujeros entubados, y agujeros abiertos las causas que provocan este tipo de pegaduras son; por precipitación de sólidos por ruptura de emulsión en lodos base aceite, en lodos base agua por contaminación al rebajar cemento, yeso, domos salinos, aumentando la reología de los lodos (alta viscosidad, gelatinosidad y enjarre grueso).Las pegaduras en ojo de llaves
Ocurren en agujeros direccionales o (torcidos), debido a que la tubería de perforación genera una ranura en el lado bajo del agujero, en el radio de la pata de perro.
Las pegaduras por presión diferencia
Este término, se refiere a una condición de tubería pegada, que ocurre cuando la sarta se pone en contacto con una formación permeable expuesta en el agujero y cuando la sarta se deja estática sin circulación y rotación durante determinado tiempo. Esto sucede por que la presión hidrostática de la columna del lodo es mucho mayor que la presión de formación.
Las pegaduras por fallas mecánicas
Ocurren durante la introducción de un empacador cuando se ancla a una profundidad no deseada, por tubería de revestimiento colapsada. También recuperar el empacador si este está atrapado por sedimentos aportados por la formación, otra causa de pegadura sucede al estar bajando aparejos de doble sarta.
Las pegaduras en pozos con cavernas
Ocurren cuando se utilizan fluidos aireados la mayoría de las veces estos fluidos provocan una inestabilidad en las paredes del agujero provocando derrumbes y atrapamientos de la sarta.
PARTES DEL EQUIPO DE CONTROL DE POZOS
- Equipos de alta presión:
- Casing Head and Spools,
- Annular Preventers
- Ram Preventer
- Choke and Kill Line Equipment
- Stack Equipment
- Drillstem Control Equipment: Baskpressure valves, Dart type valve
- Control System Equipment and Design: Accumulator design principles, Test procedures
- Equipos de baja presión:
- Manifold Lines
- Mud-gas Separators
- Degassers, Vacuum Degasser
- Equipment Arrangement: Diverters, stack arrangement, kill line considerations, choke line and manifold design
WELL CONTROL EQUIPMENT
- High-Pressure Equipment
- Casing Head and Spools
- Stack Equipment
- Annular Preventers
- Ram Preventer
- Choke and Kill Line Equipment
- Drillstem Control Equipment: Baskpressure valves, Dart type valve
- Control System Equipment and Design: Accumulator design principles, Test procedures
- Low Pressure Equipment
- Manifold Lines
- Mud-gas Separators
- Degassers, Vacuum Degasser
- Equipment Arrangement: Diverters, stack arrangement, kill line considerations, choke line and manifold design
INYECCION DE ALCALINOS EN YACIMIENTOS PETROLIFEROS
La Inyección de Alcalinos actualmente poca citada fue reconocida a principios de 1917 por F. Squires quien sostuvo que el desplazamiento de petróleo puede ser mejorado añadiendo alcalinos al agua. A pesar de este temprano reconocimiento, las aplicaciones de campo no son muy numerosas y la mayoría de ellas han resultado en fracasos. En estos tiempos; sin embargo, parece haber un renovado interés en la Inyección de Alcalinos siendo la razón el bajo costo y la relativa simplicidad del proceso, además de la inmediata disponibilidad de los químicos alcalinos.
El proceso de Inyección de Alcalinos es un proceso relativamente simple si se compara con otros procesos de Inyección de Químicos, pero continúa siendo muy complejo para garantizarlo, aún con investigación cuidadosa de laboratorio y pruebas en campo, antes de su aplicación.
INYECCION DE POLIMEROS EN YACIMIENTOS DE PETROLEO
El propósito de la Inyección de Polímeros es reducir la relación de movilidad agua-petróleo, el mecanismo principal de este proceso es el incremento de la viscosidad de la fase agua para reducir tal relación, por lo que la eficiencia de barrido es incrementada y como una consecuencia, la recuperación de petróleo es mejorada.
Factor de Resistencia Residual. Es definido como la relación entre la movilidad del agua antes y después del flujo de polímero y es usado solamente para cuantificar el efecto de la reducción de permeabilidad causada por la retención de un cierto monto de polímero en el medio poroso.
Para ser efectivo, la solución polimérica debe permanecer estable por un largo período de tiempo a condiciones de yacimiento. Los polímeros son sensibles a degradación térmica, química, mecánica y microbial, sin embargo, estas soluciones trabajan mejor por degradación mecánica y microbial que por degradación química y térmica. Como una consecuencia, la temperatura y la salinidad son las principales limitantes de los parámetros del proceso.
El proceso de Inyección de Polímero es similar al proceso de Inyección de Agua, la solución de polímero será inyectada para formar un frente, durante el desplazamiento de aceite por Inyección de Polímeros en un medio poroso conteniendo una saturación de agua residual. Un banco de agua es formado entre el petróleo y la solución de polímero, este banco de agua contiene ambos agua congénita y agua de inyección cuyo contenido de polímero ha sido perdido en la roca de matriz, mientras que la solución de polímero será desplazada mediante Inyección de Agua.
Dos tipos de polímeros son comúnmente usados: Polímeros sintéticos clasificados como Poliacrilamídas Parcialmente Hidrolizadas (PHP) y polímeros producidos biológicamente conocidos como: Goma Xantana o Polisacáridos. Mientras que la Goma Xantana tiene más resistencia a la degradación térmica y química. Una desventaja es la susceptibilidad al ataque bacterial y su alto costo. En adición al incremento de viscosidad, las Poliacrilamídas alteran la permeabilidad de la roca del yacimiento disminuyendo la movilidad efectiva del agua.
