capitulo 9

CAPITULO 9.- SISTEMA DE CONTROL PERFORACIÓN I

ContenidoSISTEMAS DE CONTROL...........................................................................................................................1

1.-PARÁMETROS DE PERFORACION....................................................................................................1

Definición:.......................................................................................................................................1

1.1.-Tasa de penetración o ROP:.....................................................................................................1

1.2.-Revoluciones por minuto RPM:................................................................................................1

1.3.- Presión de torque:...................................................................................................................2

1.4.- Emboladas por minuto EPM (galonaje)...................................................................................2

1.5.- Profundidad de trepano:.........................................................................................................2

1.6.- Peso sobre el trepano.............................................................................................................3

1.7.- Presión....................................................................................................................................3

1.8.- Cuadro de Maniobras..............................................................................................................3

2.- EQUIPOS E INSTRUMENTOS PARA MEDICIÓN Y CONTROL DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN...4

2.1.- INTRODUCCION.......................................................................................................................4

2.2.- FUNCIONES.............................................................................................................................4

2.3.- INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN...................................................................................................5

INDICADORES DE PESO....................................................................................................................5

HIDRÁULICO....................................................................................................................................5

Indicador de peso de ancla..............................................................................................................5

Indicador de peso de grapa.............................................................................................................5

Indicador de peso de patín..............................................................................................................6

ELECTRONICO..................................................................................................................................6

Indicador de peso electrónico.........................................................................................................6

INDICADOR DE PRESIÓN..................................................................................................................7

ANALOGO........................................................................................................................................7

Tubo bourdon..................................................................................................................................7

Sensor de capsula............................................................................................................................7

Sensor de diafragma........................................................................................................................8

ELECTRONICO..................................................................................................................................8

U.A.J.M.S. – INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL IX - 1


Indicador electromagnético de presión...........................................................................................8

INDICADOR DE LA RPM DE LA ROTARIA..........................................................................................9

Sensor electromagnético.................................................................................................................9

Sensor mecánico.............................................................................................................................9

INDICADORES DE EMBOLADAS......................................................................................................10

Sensor eléctrico.............................................................................................................................10

Sensor magnético..........................................................................................................................10

INDICADOR DE TORQUE DE LA ROTARIA.......................................................................................11

Sensor eléctrico.............................................................................................................................11

Sensor hidromecánico...................................................................................................................11

INDICADOR DE PROFUNDIDAD......................................................................................................12

Indicador de profundidad de corona.............................................................................................12

Indicador de profundidad del malacate........................................................................................12

Indicador de densidad del lodo.....................................................................................................13

Indicador de flujo de retorno........................................................................................................13

Detector de gas.............................................................................................................................13

Trampa de gas...............................................................................................................................14

Analizador.....................................................................................................................................14

REGISTRADORES DE PARAMETROS...............................................................................................14

Análogos........................................................................................................................................14

Digitales.........................................................................................................................................14

3.- SISTEMA COMPUTARIZADO DE POZOS........................................................................................15

Fundamentos y principios de control computarizado...................................................................15

Planeación de la perforación.........................................................................................................16

La gama de simuladores convencionales DRILLSIM.......................................................................17

Ventajas.........................................................................................................................................17

Desventajas...................................................................................................................................17

El programa diagnostico XDIAG.....................................................................................................17

Método de DRILL & BLAST............................................................................................................18

Software limsoft para procesos de datos......................................................................................18



SISTEMAS DE CONTROL

1.-PARÁMETROS DE PERFORACION

Definición: un parámetro de perforación es una propiedad física medida sobre el equipo de perforación mientras este perfora continuamente.

La toma de datos de estos parámetros en forma constante y continua y son grabados dentro del sistema de recolección. Los gráficos muestran las distintas variaciones posibles de la perforación pero siempre combinados como las reglas del buen arte de perforación, de esta manera es posible tener una interpretación geo mecánica de la roca perforada.

1.1.-Tasa de penetración o ROP:

La tasa de perforación conocida en ingles como RATE OF PENETRATION (ROP) no es más que la relación de la profundidad perforada en pies por cada hora de rotación. Es un indicativo de la eficacia o deficiencia de las operaciones de perforación de un pozo. Se calcula de la siguiente forma:

ROP =pies peforadostiempoen horas

= PPH (ft/h)

Con frecuencia se celebra un pozo terminado en poco tiempo y se lamenta en aquellos casos donde el avance es pobre debido a problemas técnicos o naturales que a aumentado el tiempo requerido para que la mecha llegue a la profundidad planeada. Los factores que afectan pueden ser:

destreza del personal eficiencia del taladro características de los equipos factores mecánicos características de la formación propiedades del fluido de perforación

1.2.-Revoluciones por minuto RPM:

Las revoluciones por minuto, sean de la mesa rotaria o del TOP DRIVE.



Constituye la velocidad de rotación que se le está aplicando a la sarta.

Existe también la RPM de motor de fondo cuando se usa herramienta direccional, la cual depende del galonaje aplicado que proporciona una rotación aparte a la mecha de la que se está aplicando en superficie, los valores de la RPM varían, para un taladro de 1200 HP entre 40 y 60 RPM.

1.3.- Presión de torque:

Es consecuencia directa de la rotación que se aplica a la sarta.

A mayor RPM nos encontramos con mayores valores de torque, la cual es la fuerza de torsión en libras fuerza por pie (Lbf/Ft) de tubería que se obtiene luego de aplicar una fuerza de rotación. A medida que se va avanzando en profundidad y mayor sea el Angulo de inclinación, estos valores de torque irán aumentando, por lo que es necesario monitorear este aumento para evitar pegas de tubería

Expresa el esfuerzo necesario para que la broca rote en el pozo y nos da la información de la formación, si es heterogénea o no. Esta información es muy importante para que combinada con la presión de avance y la velocidad instantánea nos brinde información geológica y geo mecánica de la roca.

1.4.- Emboladas por minuto EPM (galonaje)

Es controlada por el perforador mediante el aumento o disminución del número de emboladas por minuto (viajes del pistón) en las bombas de lodo. Estas compuestas por pistones que bombean lodos desde el tanque de succión hacia la línea de descarga y de allí al stand pipe de la cabria. Por ello el galonaje es función de las emboladas o strokes por minuto aplicada a la bomba, y se puede calcular por la siguiente fórmula:

Q = 0.000243 * D^2 * L * Ef. %

Q= galonaje, en GPM

D= diámetro de la camisa del pistón (plg)

L= longitud de la carrera del pistón (plg)

%Ef.= eficiencia de la bomba



1.5.- Profundidad de trepano:

La profundidad de trepano es la altura máxima a al cual se encuentra el trepano

sobre la roca a ser perforada, se conoce como profundidad de fondo de pozo, que es

igual a la altura alcanzada en plena perforación.

Se coloca sensores de fondo para medir la altura alcanzada por el trepano.

Los trépanos son huecos para permitir el paso del fluido de perforación, que sale a

chorros por picos intercambiables. El fluido de perforación lubrica y refrigera el

trépano y ayuda a expulsar la roca molida hacia la superficie. En formaciones

rocosas no consolidadas los chorros de agua a alta presión ayudan a remover la roca

en forma directa permitiendo reducir los tiempos de perforado.

1.6.- Peso sobre el trepano

Conforme a la estructura de corte de la broca se desgasta, se requerirá mas peso para mantener la tasa de penetración

En general, se debe aplicar peso, antes de que se supere la velocidad rotaria, de manera que la estructura de corte se mantenga en profundidad para estabilizar la broca y evitar remolinos

1.7.- Presión

Representa la energía necesaria para impulsar la masa de fluido contra el fondo del pozo. Esta expresada en PSI.

Es la presión al fondo del pozo. Es causada por la presión hidrostática del fluido dentro del pozo y cualquier presión (o contrapresión) en la superficie, tal como ocurre cuando el pozo está cerrado con un BOP (blowout preventers). Cuando el lodo está siendo circulado, la bottomhole pressure es la presión hidrostática mas la presión de circulación requerida para mover el lodo por el anular. Es la presión en un pozo, en un punto inmediatamente opuesto a la formación productiva, la cual es registrada por un medidor de presión.

1.8.- Cuadro de Maniobras

Es el centro de control de fuerzas de la torre ya que en el se encuentran los controles requeridos para el trabajo del equipo. Expresada en Ton/milla



Es una pieza que consiste de un tambor en el que va enrollado el cable, el tambor es montado en un eje que va acoplado al malacate. Funciona con una serie de embragues, cadenas, poleas y engranajes para cambiar la dirección de giro y la velocidad de rotación, posee un sistema de frenos capaz de parar el giro del tambor con precisión cuando se trabajan con cargas grandes.

2.- EQUIPOS E INSTRUMENTOS PARA MEDICIÓN Y CONTROL DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN

1.- introducción

2.- funciones

3.- instrumentos de medición

2.1.- INTRODUCCION

El éxito de una operación de perforacion depende del correcto control que se lleve de los parametros y de los eventos asociados que surgen durante su desarrollo



2.2.- FUNCIONES

Medir y controlar las operaciones en el sitio del pozo y a distancia en tiempo real.

Procesar y almacenar la información. Presentar graficas con los datos para la toma de decisiones efectivas. Distribuir la información a distintos niveles. Facilitar la integración de un centro de comando para tomar decisiones críticas

en las oficinas.

2.3.- INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN

INDICADORES DE PESO

HIDRÁULICO

Indicador de peso de ancla

El sensor está instalado en el ancla de piso de la línea muerta. Funciona por medio de pulsos de presión al tensionar la línea muerta.

reloj

Sensor Reloj Ancla

Indicador de peso de grapa

El sensor se instala colgado de la línea muerta directamente. Funciona por medio de pulsos de presión al tensionar la línea muerta.



Indicador de peso de patín

En sensor se instala debajo de los gatos delanteros de los mástiles de equipos autopropulsados.

Soporta el peso de la carga del gancho en forma directa. Funciona por medio de los pulsos de presión.

ELECTRONICO

Indicador de peso electrónico

El sensor se instala directamente sobre la línea muerta. Funciona por medio de pulsos eléctricos generados al tensionar la línea

muerta.



Sensor electrónico

INDICADOR DE PRESIÓN

ANALOGO

Tubo bourdon

Tubo curvado de secciones ovalada. El impulso de presión del sensor entra al tubo curvado y cambia su curvatura. Una aguja sujeta en el extremo libre del tubo registra la presión sobre una

escala graduada.



Sensor de capsula

Consta de dos membranas selladas alrededor de su circunferencia. La presión actúa dentro de la capsula y un puntero indica el movimiento

generado como medida de presión; son especiales para ambientes de gas y baja presión.

Sensor de diafragma

Consta de una membrana circular entre dos bridas o soldado a una de ellas. La deflexión en el diagrama es una medida de la presión y se indica por un

puntero sobre la escala graduada. Especiales para altas presiones y el manejo de medios viscosos.

ELECTRONICO



Indicador electromagnético de presión.

El sensor registra las señales de presión. El transductor convierte las señales de presión en cambios de resistencia

eléctrica.

sensores

INDICADOR DE LA RPM DE LA ROTARIA

Sensor electromagnético

Utiliza una probeta magnéticamente activada, que se monta a la mesa rotaria o a un objeto que rote proporcionalmente con ella.

La probeta envía la señal magnética por cada ciclo de rotación que se convierten en pulsos eléctricos o análogos con microprocesadores.

Sensor mecánico



Utiliza un generador que puede acoplarse directamente al eje de la rotaria o por medio de una correa en “V”.

El generador envía señales eléctricas que son convertidas en pulsos análogos.

INDICADORES DE EMBOLADAS

Sensor eléctrico

Consta de un generador y una varilla que entra en contacto con el hule montado en una varilla del pistón.

El generador envía pulsos eléctricos en cada embolada que son convertidos en señales análogas o digitales en el registrador.

Permite medir emboladas por minuto y acumuladas durante la operación de la bomba.

Sensor magnético



Un sensor magnético se instala en la varilla del pistón y otro similar se monta estacionario en el cuerpo de la bomba.

En cada embolada los sensores se enfrentan y se genera una señal magnética que es convertida a medida análoga o digital.

Permite medir emboladas por minuto y acumuladas.

INDICADOR DE TORQUE DE LA ROTARIA

Sensor eléctrico

Consta de una grapa partida en dos secciones y un acondicionador de señales.

La grapa se instala abrazando el cable de la potencia del motor eléctrico que opera la mesa rotaria.

El acondicionador convierte la señal eléctrica en forma análoga o digital.

Sensor hidromecánico.



Se utiliza en rotarias de transmisión mecánicas. Se compone de una polea montada en un brazo con pivote que acciona un

gato hidráulico. La polea se instala en contacto con la cadena de la transmisión de la rotaria

que al percibir el torque se tensa y acciona el sensor.

INDICADOR DE PROFUNDIDAD

Indicador de profundidad de corona

Sensor digital de paso ubicado en la corona del equipo y aros con objetivos magnéticos fijados en la polea rápida.

Se calibra para enviar la señal en cada intersección de los objetivos con el sensor fijo.

La señal magnética se convierte en medida del desplazamiento y velocidad del bloque viajero.

Indicador de profundidad del malacate



Mecanismo electromagnético instalado directamente en el eje del tambor del malacate.

Dos sensores magnéticos de paso emiten señales electromagnéticas al intersecarse.

Las señales son convertidas en digitales o análogas.

Indicador de densidad del lodo

Se instala en la caja de las temblorinas y en la succión (independientes). Emiten señales electrónicas equivalentes a la presión hidrostática de la

columna de fluido. Detectan baches livianos en el lodo que pueden indicar corte por gas o

intrusión de agua.

Indicador de flujo de retorno



Sensor electromecánico de paleta invertida activada con el paso del fluido atreves de la línea de flote.

El sensor envía una señal eléctrica por la posición relativa de la paleta con la variación de flujo.

Es una indicación cualitativa de flujo.

Detector de gas

Trampa de gas

Se introduce a las cajas de las temblorinas. Toma muestra de lodo mediante vacio extrae el gas contenido en ellas y lo

envía al analizador.

Analizador

Recibe el gas extraído y lo cuantifica. Se registra el contenido de gas en unidades o porcentajes de referencia

REGISTRADORES DE PARAMETROS



Análogos

Relojes con discos numerados y agujas que indican los valores enviados por los sensores. Normalmente un tubo Bourdon actúa como convertidor de señales.

Digitales

Pantallas o monitores que registran y muestran los valores de las señales enviadas por los transductores y convertidores.

3.- SISTEMA COMPUTARIZADO DE POZOS

Son sistemas de software de innovadores utilizados en conjunto con los sistemas de levantamiento artificial. Empezaremos con una breve descripción acerca de estos mecanismos de empuje del petróleo a la superficie que pueden ser naturales o artificiales. Se sabe que el petróleo puede ser extraído como consecuencia del empuje por la presión natural interna existente en el yacimiento (métodos naturales) o por métodos artificiales que requieren de la implementación de herramientas cada vez más sofisticadas y por supuesto del ingenio y conocimiento del recurso humano.



Una de las maneras de organizar toda esa información es haciendo simulaciones numéricas con los datos obtenidos y así crear predicciones de lo que pudiera ocurrir. Gracias a esto se pueden tomar decisiones de producción del pozo, con cambios en las presiones del yacimiento, entre otros.

Fundamentos y principios de control computarizado

En el sistema de control automático propuesto en el inciso anterior, se determinan en gran parte los fundamentos y principios de control computarizado. cuando se diseña un sistema de control automático de circuito cerrado, prácticamente se está planeando instalar un sistema de control computarizado.

el control por computadora digital está siendo utilizado con frecuencia creciente en los proceso industriales diversos, existe resistencia a la implementación del control por computadora, a pesar de que a nivel mundial se han desarrollado un sinfín de sistemas para el control por computadora.

Las aplicaciones en estos sistemas son principalmente en supervisión por monitores u optimización.

la computadora, los paquetes de programas, para un modelo de proceso de extracción de petróleo, acepta las medidas de los datos provenientes de instrumentos analógicos, instrumentos neumáticos e instrumentos digitales, la cual calcula los ajustes de control óptimo para controladores convencionales y los corrige en forma automática.

El computador no necesita estar dedicado solamente a la optimización de las variables para la alta calidad y la estabilidad físicas, sino también puede emplearse para la optimización en la industria petrolera de computación, para control digital directo.



las aplicaciones al control del automático de supervisión, en los campos de extracción de petróleo crudo para todos métodos de extracción, se utilizan para el control de lazos cerrados. en la figura 51 se muestra un computador conectado a un dispositivo electrónico de variable controlada, que está diseñado para Windows 95 hasta Windows xp.

Planeación de la perforación.

durante el paso de los años, la industria de la perforación ha cambiado rápidamente en todas las áreas que la componen, como son: la tecnología, la seguridad, la administración, las relaciones contractuales, el entrenamiento, etc. esto conlleva a la necesidad del personal a ser más eficientes, mejorar sus habilidades, adquirir la tecnología más reciente, y mejorar sus formas de trabajo.

La computación ha creado cambios significativos ayudando a obtener mejores decisiones. Con estas potentes herramientas se puede almacenar, acceder, analizar y resumir grandes cantidades de datos además de realizar cálculos complejos fácilmente.



La gama de simuladores convencionales DRILLSIM

Desarrollados y fabricados por drilling sistems es una solución para entrenamiento avanzada que cumple con los requerimientos de los operadores, contratistas de perforación, compañías de servicio y universidades de ingeniería petrolera para ambos ambientes operacionales mar y tierra.

Es un sistema de cuatro tableros, cada tablero mide 400mm x 300mm. el simulador ha sido diesel simulador ha sido diseñado para el instructor ambulante.

Ventajas

puede revisarse hasta en el avión. el modulo de reparación está disponible vía la estación d estudiantes. es apropiado para operar en línea con un instructor ambulante.

Desventajas

estos portátiles son una alternativa económica donde los presupuestos o instalaciones son limitadas.

El programa diagnostico XDIAG

Presenta una tecnología bastante avanzada que trabaja con la ecuación de onda y es ideal para sistemas con bombeo mecánico. Permite, entre otras cosas; analizar centenares de pozos en periodo de 24 horas, calcular un estimado bastante bueno de la producción tomando los datos de la curva de ipr y además es compatible para trabajar con toda clase de bombas. Su principal ventaja es que maximiza la vida útil de la bomba.

Método de DRILL & BLAST

Parámetros de perforación presentación de reporte para equipos foralim 4g & pocketlim 5g



y el software limsoft & geo-log nos permiten modelar las distintas durezas del material a perforado

Software limsoft para procesos de datos

Una vez bajados los datos a la PC, los datos de perforación son procesados con el software limsoft/forasoft que realiza las siguientes funciones: imprime los gráficos que se han parametrizados de cada pozo. Posibilidad de imprimir en una sola página los parámetros de distintos pozos que pertenecen a una zona a ser sometida a una línea de voladura. los criterios para armar son definidos por el usuario para clasificar los pozos perforados a través de especificaciones geo mecánicas. La exportación de los ficheros de datos al formato de texto para la compatibilidad con el programa normalizado (Excel,…).


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