Equipos de Control de Pozo y Dispositivos Rotatorios (RCD)
…presión de fondo dentro de los límites fijados.
Dispositivos de Control Rotatorio (RCD)
Equipo de Control Rotatorio Pasivo
- Sella el anular con un elemento de caucho de tamaño inferior a la tubería de perforación.
- El sello se endurece más al exponerse a condiciones de presión anular.
Equipo de Control Rotatorio Activo
- Utiliza un sistema hidrostático para sellar la goma contra la tubería de perforación.
- Es un sistema automatizado; el operador solo cierra y abre.
Equipos Onshore de Control Rotatorio
Aseguran que el anular esté bien empaquetado en condiciones estáticas y dinámicas. Pueden ser pasivos o activos y ofrecen una barrera de presión de 5000 psi en condiciones estáticas y 2500 psi durante la rotación.
- Desvía el flujo hacia el choke manifold y sella el espacio anular.
- Sistema de circulación cerrado: evita que el gas alcance el piso del equipo de perforación.
Carretel de Flujo (Flow Spool)
Tiene dos mangueras en cuello de ganso, una para el retorno de fluido y otra de respaldo.
Función: Redireccionar fluido por el cuello de ganso hacia donde se requiera (usualmente hacia el Buffer Manifold, el cual tiene mayor control de la dirección o ruta que debe tomar el fluido).
Aislador de la Sarta de Perforación
Se coloca debajo de la cabeza rotatoria y su comportamiento es similar al de una Preventora de Influjo.
Funciones:
- Aislar el pozo para cambiar la goma de la cabeza rotatoria por desgaste o mantenimiento.
- Si entra gas en el riser antes de que la BOP pudiera cerrarse para evitarlo, el aislador se cierra contra la tubería para iniciar la operación de circulación del gas.
Cabeza Rotatoria (Rotating Head)
Se ubica en la parte superior del ensamblaje, haciendo conexión con el conductor. Crea un sello con el anular mediante una goma rotatoria con el fin de evitar un influjo y para que el fluido pueda ser redireccionado. Se usa en conjunto con la Preventora de Influjo tipo ariete.
Equipos Offshore
Ensamblaje de Riser
Crea sello con el espacio anular y redirecciona el fluido por una línea preferencial. Puede colocarse por encima o por debajo del anillo tensionador, el cual, en caso de gran oleaje y movimiento peligroso, da estabilidad.
Extracción de Testigo Corona (Coring)
La extracción de testigo corona es una operación realizada generalmente en pozos exploratorios que consiste en cortar y extraer una muestra cilíndrica de la roca íntegra de una formación productiva o de interés para que, luego, sea analizada en el laboratorio.
Objetivos de la Extracción de Testigo
Recuperar una muestra intacta de roca que conserva más propiedades y fluidos de la roca original que los cortes obtenidos en la perforación convencional. Si bien es una operación muy costosa de realizar, proporciona información muy valiosa para la evaluación del reservorio:
- Porosidad
- Permeabilidad
- Litología
- Contenido de fluidos
- Ángulo de inclinación
- Edad geológica
- Potencial productor de la formación.
Método de Extracción Convencional
El método convencional requiere sacar la sarta de perforación del pozo al momento de tomar la muestra. El trépano saca núcleo y el barril recolector son conectados al fondo de la sarta de perforación y bajados al fondo del pozo. Esta operación es muy parecida a la perforación normal, pero mucho más cuidadosa y lenta.
Advertencia: Cualquier cambio repentino en la rotación de la sarta puede ocasionar que se rompa el núcleo y caiga dentro del hueco o que trabe el barril, impidiendo continuar la extracción.
Riesgos Durante la Extracción
- Existe un riesgo mayor de suabear (pistonear) los fluidos de la formación cuando se esté sacando la tubería para la recuperación del núcleo, ya que el espacio anular es reducido.
- Existe el peligro de influjo de gas y así producir una surgencia (blowout).
Por esto, es importante regular la velocidad de extracción de la muestra.
Tipos de Trépanos (Mechas) para Testigo
Los trépanos utilizados varían según la dureza y características de la formación:
- Trépano usado en formaciones medianamente duras.
- Trépano usado en formaciones duras a muy duras.
- Trépano usado en formaciones extremadamente duras.
- Trépano usado en formaciones fracturadas.
- Trépano usado en formaciones arcillosas.
- Trépano usado en formaciones bien cementadas.
Problemas Operacionales Críticos en Perforación
Aprisionamiento de la Sarta (Sticking)
El aprisionamiento es una condición por la cual la sarta de perforación no puede moverse, rotarse o realizar movimientos alternativos a lo largo del eje del pozo. Este es el mayor problema de perforación en términos de tiempos y costos.
Esta condición puede ser producida por diferentes causas.
Causas Comunes de Aprisionamiento
- Formaciones no consolidadas.
- Pegadura de ojo de llave (key seating).
- Formaciones móviles.
- Zonas geopresionadas.
- Formaciones reactivas.
- Vibración de la sarta de perforación.
- Aprisionamiento por pega diferencial.
- Enchavetamiento.
- Formaciones duras y abrasivas.
- Bloques de cemento.
- Geometría del pozo.
Empaquetamiento (Packing Off)
El empaquetamiento es una forma de aprisionamiento causada por la acumulación de material en el espacio anular.
Causas del Empaquetamiento
- Recortes depositados.
- Inestabilidad de la lutita.
- Formaciones no consolidadas.
- Cemento o basura en el pozo.
Detalle de las Causas
Recortes Depositados
Si los recortes no son retirados del pozo, se acumulan, causando empaquetamiento y la pegadura de la columna de perforación. El derrumbe se produce por una mala reología del lodo y por baja velocidad anular.
Inestabilidad de la Lutita
Las lutitas inestables pueden causar obturación y aprisionamiento cuando caen dentro del pozo. La inestabilidad puede producirse por:
- Lutitas sensibles al agua perforadas con poca o nula inhibición del lodo.
- Lutitas que absorben el agua y se hinchan dentro de las paredes del hueco.
- Reacción dependiente del tiempo.
Formaciones No Consolidadas
Afectan a las formaciones que no pueden ser soportadas únicamente por el sobrebalance hidrostático. En general, se encuentran en formaciones someras.
Cemento o Basura en el Pozo
Cuando estos caen dentro del pozo, pueden actuar como cuña y bloquear la columna de perforación. Esto puede ocurrir cuando el cemento pierde su estabilidad alrededor del zapato de perforación de la tubería de revestimiento.
Pega Diferencial (Differential Sticking)
Es la fuerza de pega diferencial generada por la presión hidrostática de sobrebalance al empujar la sarta sobre el revoque grueso frente a una formación permeable.
Causas de la Pega Diferencial
- Sobrebalance: Cuando la presión hidrostática es mayor que la presión de formación.
- Formaciones permeables con altos filtrados.
- Pérdida de circulación parcial o total.
Pesca (Fishing)
En la perforación, siempre está presente la posibilidad de que queden en el pozo componentes de la sarta de perforación u otras herramientas o elementos utilizados en las distintas tareas de obtención de datos, pruebas o terminaciones del pozo. Esto ocasiona lo que generalmente se le llama tarea de pesca, es decir, rescatar o sacar del pozo esa pieza que perturba la continuidad de las operaciones.
Causas de la Pesca
La pesca es uno de los problemas que más afectan el desarrollo de la perforación de un pozo. Varias son las causas, pero las más comunes son: