herramientas direccionales de nueva generacion

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


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


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


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


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


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


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


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


Plioceno Medio

Plioceno Inferior

Ult. Svy a 2482 m

Proy. a 2500 m

Field: PapanSite: Huace 1Well: Papan 192

Wellpath: OH


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


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


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.


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)


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

herramientas direccionales de nueva generacion

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