Perforacion i Gestion Ii_ 2011

F A C U L T A D D E I N G E N I E R I A

RED NACIONAL UNIVERSITARIA UNIDAD ACADEMICA SANTA CRUZ

Facultad de Ingeniería

Ingeniería en Gas y Petróleos

QUINTO SEMESTRE

PERFORACIÓN I

Autor: Ing. Nelson C. Hurtado M.

Gestión Académica II/2011

FABIAN ANDRES CEREZO GARAMENDI

U N I V E R S I D A D D E A Q U I N O B O L I V I A

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UDABOLUNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA

Acreditada como PLENA mediante R. M. 288/01

VISIÓN DE LA UNIVERSIDAD

Ser la Universidad líder en calidad educativa.

MISIÓN DE LA UNIVERSIDAD

Desarrollar la Educación Superior Universitaria con calidad y

competitividad al servicio de la sociedad.


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SYLLABUS

Asignatura: Perforación I

Código: PET - 200

Requisito: CIV-245

Carga Horaria:100 horas Teórico Prácticas

Créditos: 5

I. OBJETIVOS GENERALES DE LA ASIGNATURA.

Describir los métodos de perforación, sus alcances, herramientas, funcionamiento y principios.

Determinar las etapas que involucra la perforación de un pozo petrolero y los posibles problemas que pueden generarse durante la misma.

Identificar los pasos a seguir para la realización de los cálculos necesarios y su aplicación durante la perforación de un pozo.

II. PROGRAMA ANALÍTICO DE LA ASIGNATURA.

UNIDAD I: PERFORACIÓN Y PRESIONES

TEMA 1. Introducción a la perforación

1.1.Historia de la perforación.1.2.Objetivos de la perforación.

1.2.1.Perforación con cable o por percusión.1.2.1.1. Principios básicos.1.2.1.2. Equipos utilizados.

1.3.Técnica de perforación actual.1.3.1. Perforación rotaria o rotativa.

1.3.1.1. Principios básicos.1.3.1.2. Ciclos de la perforación rotaria.1.3.1.3. Etapas de la perforación rotaria.1.3.1.4. Pozos de Exploración1.3.1.5. Pozos de Desarrollo1.3.1.6. Componentes básicos de un equipo de perforación rotaria.1.3.1.7. Diferentes tipos de equipos de perforación

1.3.1 Técnicas especiales de perforación1.3.1.1 Perforación con Coiled Tubing o tubería flexible(T.F.)1.3.1.2 Perforación con Tubería de Revestimiento1.3.1.3 Perforación Bajo Balance


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TEMA 2. Presiones

2.1.Unidades básicas.2.2.Densidad.2.3.Gravedad específica.2.4.Gravedad API.2.5.Presiones.

2.5.1. Presión hidrostática.2.5.2. Gradiente de presión.2.5.3. Presión de formación.2.5.4. Gradiente normal.2.5.5. Presión de fractura.2.5.6. Presión de sobrecarga.2.5.7. Temperatura del subsuelo.

2.6.Operaciones de carácter eventual inesperadas durante la perforación.2.7.Operaciones de pesca.

2.7.1 Origen de los trabajos de pesca.2.7.2 Procedimiento para rescatar la tubería atascada.2.7.3 Herramientas de pesca.

2.8.Daño a la formación.2.9.Descontrol de pozo (Kick).

UNIDAD II: SISTEMAS DE RESISTENCIA Y DE ROTACIÓN

TEMA 3. Sistema básico de resistencia

3.1.Playas de arrume del material tubular.3.2.Subestructura.3.3.Torres y mástiles.

3.3.1 Tipos de torres y mástiles3.4.Partes de una torre.

3.4.1. Plataforma superior.3.4.2. Caballete portapoleas.3.4.3. Plataforma de trabajo.3.4.4. Pies derechos de la torre.3.4.5. Travesaños, contravientos , escaleras y peine.

3.5.Cargas compresivas.3.5.1. Análisis de las cargas ejercidas sobre la torre de perforación.3.5.2. Calculo de factor Eficiente de la torre de Perforación

TEMA 4. Sistema de rotación o perforación

4.1.Unión giratoria.4.2.Cuadrante, vástago o Kelly.4.3.Buje de impulso.4.4.La mesa rotaria.4.5.Sistema Top drive.

4.5.1.Características del equipo4.5.2.Partes del equipo4.5.3.Ventajas y desventajas

4.6.La sarta de perforación.4.6.1 Tubería de perforación (drill pipe)4.6.2 Identificación de la tubería de perforación


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4.6.3 Uniones de tuberías (tool joints)4.6.4 Torque y arrastre4.6.5 Portamechas (drill collars)

4.6.3.1 Funciones de los portamechas4.6.3.2 Fallas en los portamechas

4.6.6 Amortiguadores4.6.7 Barras pesadas 4.6.8 Tijeras hidráulicas mecánicas4.6.9 Rascadores de cañería4.6.10 Desabollador rotativo4.6.11 Enderezador4.6.12 Centralizador

4.7 Cálculo de capacidades y volúmenes.4.8 Cálculo de longitudes y números de tiros de tuberías de perforación.

UNIDAD III: SISTEMAS DE ELEVACIÓN, HIDRÁULICO Y SEGURIDAD DEL POZO

TEMA 5. Sistema de elevación o izaje y sistema matriz

5.1.Sistema de elevación o izaje.5.1.1. El malacate.5.1.2. Tambor o carretel.5.1.3. Bloque corona.5.1.4. Bloque aparejo.5.1.5. El ancla.5.1.6. Tambor de reserva.5.1.7. Cable de perforación.5.1.8. Cálculo de la tonelada milla.5.1.9. Cálculo de la tonelada milla en bajada y subida de herramienta.

5.2.Sistema de energía.5.2.1. Generadores.

5.2.1.1. Activos.5.2.1.2. Reserva.

TEMA 6. Sistema hidráulico y de seguridad

6.1.Sistema hidráulico.6.1.1. Bombas de lodo.

6.1.1.1. Tipos de bombas.6.1.1.2. Cálculo del volumen de la embolada.6.1.1.3. Caudal de la bomba.6.1.1.4. Potencia hidráulica de la bomba.

6.2.Sistema de seguridad del pozo.6.2.1. Introducción.6.2.2. Preventores.

6.2.2.1. Tipos de preventores.6.2.2.2. Cálculos para el control de pozos.

TEMA 7. Diseños De La Sarta De Perforación 7.1 Diseño de perforación a la tensión y al colapso 7.1.1. Arreglos de Fondo7.1.2 Componentes del BHA7.1.3. Guias para selección para Drill Collars


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7.1.3 Torque y Arrastre 7.1.4. Cuidado de los Drill Collars7.1.5. Herramientas Pesadas

TEMA 8. Aplicaciones de las Perforaciones Direccionales8.1 Situaciones Que Requieren El Uso De La Perforación Direccional8.1.1. Evolución Tecnológica 8.1.1.1 •Profundidad •Inclinación •Azimut 8.1.2 Perforación con motor direccional 8.1.2.1. Por Rotación y Desplazamiento 8.1.3 Ventajas y Desventajas 8.1.4 Sensores adicionales en la UC 8.1.5 Calculo de Aplicación de los métodos 8.1.5.1. Tipo I 8.1.5.2. Tipo II 8.1.5.3. Tipo III

III . ACTIVIDADES PROPUESTAS PARA LAS BRIGADAS UDABOL

De acuerdo a la clasificación de la materia en lo referente a las Brigadas UDABOL se proponen las siguientes actividades, relacionadas con la futura actividad profesional del estudiante, a ser realizadas durante el semestre:

PERFORACIÓN I Y FLUIDOS DE PERFORACIÓN

El proyecto de estas materias, que se fusionan por la relación que tienen, consiste en el armado de una maqueta, a escala, de un equipo de perforación rotario con todos sus componentes. Se realizará el armado de un mástil de perforación rotario y de una torre de perforación con sistema Top Drive.

El proyecto se realizará en dos etapas:

Primera Etapa.- Consiste en la reunión de datos referentes a las dimensiones y otras características de todos y cada uno de los componentes mas importantes de un equipo de perforación, en los que se incluyen los usados en el tratamiento de lodos. Para ello los alumnos se dividirán en grupos, donde cada grupo tendrá que investigar acerca de datos de un determinado número de equipos.

Esta etapa se evaluará para el segundo parcial como una evaluación procesual de las dos materias, teniendo una puntuación de 50 puntos.

Segunda Etapa.- Consiste en el diseño y construcción de la maqueta a una determinada escala que será elegida por los estudiantes de acuerdo a las dimensiones del equipo a representar. Posteriormente estas maquetas serán expuestas y defendidas en la universidad en la Primera Feria de Materias de Especialidad de Ingeniería Petrolera.

La evaluación de esta segunda etapa dependerá de la calidad del trabajo presentado y del grado de conocimiento que muestren los estudiantes del mismo; teniendo una puntuación equivalente entre el 80 y 100% del examen final, dependiendo del aprovechamiento que los alumnos demuestren del trabajo de investigación realizado.

IV. EVALUACIÓN DE LA ASIGNATURA

PROCESUAL O FORMATIVA


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A lo largo del semestre se realizarán exposiciones, repasos cortos y otras actividades de aulas; además de los trabajos de brigadas realizados con la universidad .Cada uno se tomará como evaluación procesual calificándola entre 0 y 50 puntos.

DE RESULTADOS DE LOS PROCESOS DE APRENDIZAJE O SUMATIVA (examen parcial o final)

Durante el semestre se tomarán 2 exámenes parciales teórico-prácticos y un examen final con las mismas características.

Cada examen, tanto parcial como final, se evaluará entre 0 y 50 puntos.

El proyecto a realizar se evaluará con una puntaje equivalente entre el 80 al 100% de la nota del examen final, dependiendo del resultado final del proyecto.

V. BIBLIOGRAFÍA BÁSICA.

ADAMS, NEAL J. “Drilling engineering”, 1984.

AGUILERA, R. ARTINDALE, G.M. CORDELL, “Formation evaluation, drilling and production”,

1991.

BOURGOUNY JR., ADAM JR. CHENEVERT, MARTIN.” Applied drilling engineering”, 1984.

SENDA TEAM S.R.L., “Asesoramiento y Capacitación en Perforación de Pozos”, 2004

WELL CONTROL SCHOOL INTERNATIONAL TRAINING SERVICES, INC., “Manual de

Trabajo de Control de Pozos”, Harvey, LA USA, 2003

BIBLIOGRAFIA COMPLEMENTARIA.

BAKER COMPANY, “Conceptos básicos de perforación”, 1980.

CAMBEFORT, HENRY. “Perforaciones y sondeos”, 1978.

MC. GRAY and COLP, “Técnicas de la perforación”, 1974.

VI. CONTROL DE EVALUACIONES

1° evaluación parcialFechaNota

2° evaluación parcialFechaNota

Examen finalFechaNota


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APUNTES

VII. PLAN CALENDARIO.

SEMANA ACTIVIDADES ACADÉMICAS OBSERVACIONES

1ra. Avance de materia Tema 1

2da. Avance de materia Tema 1


4ta. Avance de materia Tema 2

5ta. Avance de materia Tema 2 Primera Evaluación


7ma. Avance de materia Tema 3

8va. Avance de materia Tema 3

9na. Avance de materia Tema 3

10ma. Avance de materia Tema 4

11ra. Avance de materia Tema 4 Segunda Evaluación

12da. Avance de materia Tema 4



15ta.Avance de materia

Tema 5

16ma.Avance de materia

Tema 6

17va.Avance de materia

Tema 6

18ma.Avance de materia

Tema 6

19na.Avance de materia

Tema 6

20ma. Evaluación final Presentación de Notas

21ra. Evaluación del segundo turno Presentación de Notas


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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD

WORK PAPER # 1

UNIDAD O TEMA: TEMA 1

TITULO: Introducción a fluidos de perforación

FECHA DE ENTREGA: Segunda Semana


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PERIODO DE EVALUACIÓN: Primer Parcial

INTRODUCCIÓN A LA PERFORACIÓN

HISTORIA DE LA PERFORACIÓN

Los registros más antiguos de la perforación de pozos datan del siglo tercero AC en China, usados en la perforación de pozos de agua que básicamente consistían en un mástil de madera anclado en el suelo y suspendido en el aire del cual colgaba una soga de cuyo extremo colgaba la barrena o trépano, el instrumento de perforación. En América el primer pozo petrolero que se perforó, fue en 1859, bajo la supervisión del coronel Edwin L. Drake en Titusville-Pensilvania, este acontecimiento es el inicio de la industria petrolera.

MÉTODOS DE PERFORACIÓN

Los métodos de perforación conocidos son dos: 1) Método a percusión o con cable y; 2) Método a rotación o rotatorio.

PERFORACIÓN DE CABLE Ó A PERCUSIÓN

Éste método fue el primero que se comenzó a utilizar, de acuerdo a datos históricos, en la China ya que ellos eran relativamente avanzados en este arte. El método de cable es simple, pero es solamente eficaz para pozos poco profundos en formaciones duras, y el proceso es lento.

EQUIPOS UTILIZADOS

Los siguientes son los principales elementos que forman parte del equipo de perforación a Percusión

Torre de perforación : Es la estructura de metal que soporta todo el peso del equipo y sostiene las poleas que bajan y suben el trépano.

Trépano : Es la herramienta que realiza la perforación y la apertura del pozo. Es de acero con bordes cortantes y puede pesar hasta 1500 Kgr.

Barra maestra o sarta de perforación : Está unida al trépano y aumenta su peso. Poleas : Son las que permiten levantar el peso de la "sarta" con poco esfuerzo. Balancín : Imprime un movimiento alternativo de ascenso y descenso a la barra maestra. Motor : Es la unidad que imprime toda la fuerza motriz necesaria en el equipo. Cuchara : Es la herramienta con la que se extrae todo el material disgregado.

PERFORACIÓN ROTARIA O ROTATIVA

Con pocas excepciones, todos los pozos petrolíferos perforados hoy en día se hacen por el Método Rotatorio, que fue introducido alrededor de 1900.

EQUIPOS UTILIZADOS

Los siguientes son los principales elementos que forman parte del equipo de perforación rotaria: Torre de perforación : Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo

el trabajo de perforación. Su altura oscila entre los treinta y cincuenta metros.


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Tubería de perforación (tubing) : Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación.

Trépano : Son los que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo. Son huecos y suelen estar formados por tres ruedas cónicas con diente de acero endurecido.

Aparejos : Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" de perforación y soporta el peso de la misma.

Sistemas de lodos : Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de inyección que cumple varios objetivos

Sistema de cementación : Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del pozo, tubos de acero que componen el revestimiento del mismo. Esto se llama entubamiento (casing).

Motores : Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere todo el proceso de perforación.

WORK PAPER Nº 1

1. ¿Cuándo y cómo se realizó la perforación del primer pozo petrolero?………………………………………………………………………………………….... …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

2. ¿Cuál o cuáles son los métodos de perforación conocidos?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

3. Qué ventajas presenta el método de perforación rotaria con respecto al método antiguamente utilizado de percusión?


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4. El balancín es un elemento que forma parte de un equipo de perforación rotaria.

F V

Explique la función que cumple este elemento en el equipo de perforación que corresponda

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

5. De acuerdo a datos históricos, el método a percusión o de cable fue el primero que se comenzó a utilizar para la perforación de pozos petroleros.

F VExplique en que consiste este método………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

6. ¿Cuáles son los equipos utilizados en un equipo de perforación rotaria?

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

7. ¿Cuáles son los ciclos de la perforación rotaria?

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

8. Según su criterio, ¿cuál cree que es la etapa que revierte mayores cuidados y riesgos durante la perforación de un pozo? Explique

…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….... ……………………………………………………………………………………………..


WORK PAPER # 2


TITULO: Presiones

FECHA DE ENTREGA: Cuarta Semana



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PRESIONES

PRESIÓN DE FORMACIÓN

La presión de formación es la que existe dentro de los espacios porales de la roca de esa formación. Esa presión resulta del peso de la sobrecarga (capas rocosas) por encima de la formación, que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos. Los granos son el elemento sólido o “material rocoso” y los poros son los espacios entre los granos. Si los fluidos porales tienen libertad de movimiento y pueden escaparse, los granos pierden parte de su soporte, y se aproximan entre ellos. Este proceso se denomina compactación. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en los espacios porales.

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (Ph)

La presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria. La presión hidrostática no depende de la forma o tamaño del recipiente que lo contiene, sino única y exclusivamente de la profundidad vertical verdadera de la columna de fluido y de su densidad.

Ph (psi) = 0.052 * Densidad (ppg) * TVD (ft) Ph (psi) = 1.4212 * Densidad (gr/cc) * TVD (m)


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PRESIÓN HIDROSTÁTICA



GRADIENTE DE PRESIÓN (GR )

Se define como el cambio el cambio de presión por unidad de profundidad, donde la unidad dada generalmente para este gradiente es de psi/ft.

GR = P / TVD (psi / pie)También:

GR = 0.052 * densidad (ppg)

Los gradientes de presión se clasifican en :

Gradiente de presión normal = 0.433 psi / ft - 0.465 psi / ft Gradiente de presión anormal > 0.465 psi / ft

Gradiente de presión subnormal < 0.433 psi / ft

UNIDADES BÁSICAS UTILIZADAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

Volumen: Masa:

1 Bbl (barril de petróleo) = 42 gal 1 kg = 2.2046 lbs1Bbl = 159 lts 1 kg = 1000 gr1 Bbl = 5.61446 ft3 1 lb = 454 gr1 gal = 0.1337 ft3

1 ft3 = 7.4805 gal1 mt3 = 1000 lts

Longitud:

1 ft = 12 pulg1 mt = 3.281 ft 1 yarda = 3 ft1 mt = 39.37 pulg

WORK PAPER Nº 2

1. ¿ Qué es la Presión Hidrostática y en que unidades se mide generalmente?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

2. ¿Qué es la presión de formación y de qué manera se relaciona con la presión hidrostática? Explique.………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

3. ¿Qué importancia tiene la densidad del lodo durante la perforación de un pozo petrolero? Explique los problemas que se pueden derivar por densidades muy bajas y muy altas.………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

4. Si la presión hidrostática de fondo de pozo es 2932.592 psi y la TVD = 1868 m, entonces la densidad del lodo utilizado es de:

a) 9.32 ppgb) 9.2 ppgc) 1.13 gr/cc


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5. Si en un pozo se tiene una columna de petróleo de 40 °API a una PM de 1589 m y una TVD de 1524,38 m, la presión ejercida por esta será de:

a) 1786,815 psib) 1768,815 psic) 1876,815 psi

6. Corregir las equivalencias incorrectas de las siguientes unidades básicas utilizadas en la industria petrolera:

Volumen: Masa:

1 Bbl (barril de petróleo) = 52 gal 1 kg = 454 lbs1Bbl = 159 lts 1 kg = 2000 gr1 Bbl = 6.51446 ft3 1 lb = 0,454 gr1 gal = 0.1337 ft3

1 ft3 = 1000 lts1 mt3 = 7.4805 galLongitud:1 ft = 14 pulg1 ft = 3.281 m 1 yarda = 3 ft1 m = 39.37 pulg1 cm = 2.54 pulg

7. La densidad utilizada durante la perforación de un pozo fue de 1.13 gr/cc, debido a la cual se generó una presión hidrostática de 2985 psi. Determinar la profundidad perforada si esta es mayor que la TVD en un 12%.

8. Determinar la presión ejercida por una columna de petróleo de 34 °API a una PM de 1615 m y una TVD que representa el 88% de la PM.


WORK PAPER # 3


TITULO: Presiones

FECHA DE ENTREGA: Quinta Semana


PRESIONES


La presión de formación es la que existe dentro de los espacios porales de la roca de esa formación. Esa presión resulta del peso de la sobrecarga (capas rocosas) por encima de la formación, que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos. Los granos son el elemento sólido o “material rocoso” y los poros son los espacios entre los granos. Si los fluidos porales tienen libertad de movimiento y pueden escaparse, los granos pierden parte de su soporte, y se aproximan entre ellos.


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Este proceso se denomina compactación. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en los espacios porales.

DENSIDAD ()

La densidad de una sustancia está dada por la siguiente ecuación:

= masa/volúmen (gr/cc); (ppg); (kg/cc); (kg/lt)

1 gr/cc = 8.33 ppg

GRAVEDAD ESPECÍFICA (SG)

La gravedad específica de una sustancia es la relación de la densidad de dicha sustancia y la densidad del agua dulce, dicho valor es adimensional.

SG = Sustancia / Agua (adimensional)

GRAVEDAD API (AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE)

La gravedad API o grado API (°API) es la gravedad de referencia en la comercialización mundial de los hidrocarburos. Para hacer la conversión de gravedad API a gravedad específica utilizamos la siguiente ecuación:

SG = 141.5 / ( 131.5 + °API)Los grados °API nos indican el tipo de petróleo de un yacimiento, así un valor de °API = 20 nos indica que nos encontramos frente a un yacimiento de petróleo pesado, mientras que un valor de °API = 50 nos indica un petróleo liviano.

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (Ph)

La presión hidrostática es la presión total del fluido en un punto del pozo. “Hidro” significa agua o fluidos que ejercen presión sobre el agua, y “estática” significa que no está en movimiento. Por lo tanto la presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria. La presión hidrostática no depende de la forma o tamaño del recipiente que lo contiene, sino única y exclusivamente de la profundidad vertical verdadera de la columna de fluido y de su densidad.

Ph (psi) = 0.052 * Densidad (ppg) * TVD (ft) Ph (psi) = 1.4212 * Densidad (gr/cc) * TVD (m)

También:

Ph (psi) = 0.433 * SG * TVD (ft) Ph (psi) = 1.4212 * SG * TVD (m)

Donde:

TVD = profundidad vertical verdadera

GRADIENTE DE PRESIÓN (GR )

Se define como el cambio el cambio de presión por unidad de profundidad, donde la unidad dada generalmente para este gradiente es de psi/ft.

GR = P / TVD (psi / pie)


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También:

GR = 0.052 * densidad del lodo (ppg)

Los gradientes de presión se clasifican en :

Gradiente de presión normal = 0.433 psi / ft - 0.465 psi / ft Gradiente de presión anormal > 0.465 psi / ft

Gradiente de presión subnormal < 0.433 psi / ft

TEMPERATURA DEL SUBSUELO

Como se supone que el núcleo de la tierra está formado por material ígneo, es lógico suponer que la temperatura aumente con la profundidad.

TD = Tn + D

Donde :

TD = Temperatura a la profundidad D (°F)Tn = Temperatura ambiente (°F) = Gradiente geotérmico = 1 °F / 100 ft en zonas normalesD = Profundidad (ft)

WORK PAPER Nº 3

1. El gradiente de un fluido de perforación de 11.6 ppg es :

a) 0.6062 psi/ft (anormal) b) 0.6032 psi/ft (anormal) c) 0.436 psi/ft (normal)

2. El gradiente de un fluido de 1.9087 gr/cc es:

a) 0.827 psi/ft (normal) b) 0.445 psi/ft (normal) c) 0.827 psi/ft (anormal)

3. La presión hidrostática, de un fluido de 1.3445 gr/cc en un pozo de 10200 ft de profundidad medida y 9500 ft de profundidad vertical verdadera, es:

a) 5532.64 psi b) 5562.64 psi c) 6532.64 psi

4. La presión hidrostática, de un pozo que mide 9575 ft y 2705 m de profundidad verdadera con un lodo de 9.6 ppg, es:

a) 4430.4 psi b) 4530 psi c) 4532.64 psi

5. El peso o densidad de un lodo que tiene un gradiente de 0.8164 psi/ft es de 15.7 ppg ó 1.5847 gr/cc


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F V

6. ¿Cuál es la presión hidrostática en le fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una densidad de 1102 kg/m3, una MD de 6750 ft y una TVD de 1868.42 m?

7. Encontrar la presión hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una densidad de 9.7 ppg, una MD de 5570 ft y una TVD de 1651.02 m.

8. Encontrar la presión hidrostática a 1310.64 m, de un pozo con un fluido con una densidad de 16.7 ppg. El pozo tiene una MD de 14980 ft y una TVD de 13700 ft.

9. Determinar los grados API y la presión hidrostática de una columna de petróleo con una gravedad específica de 0.85498, a una profundidad de 8000 ft.

10. Calcular el peso de un lodo, en ppg y gr/cc, que tiene un gradiente con un valor 3% más alto que el gradiente normal (agua salada). Posteriormente determinar la presión hidrostática ejercida por este lodo a una TVD = 2350 m (utilizar ambas ecuaciones).

11. Calcular la temperatura de un pozo a una profundidad de 230000 cm si tiene una temperatura ambiente de 298 °K y un gradiente geotérmico normal

12. Se programa perforar un pozo en un área con un gradiente de formación de 1.525665 psi/m. Determinar la densidad del lodo (en ppg y gr/cc), si se requiere que la diferencial de presión del pozo hacia la formación (Pf), sea de 370 psi para una profundidad de 9186.8 ft

13. Se programa perforar un pozo en un área con un gradiente de formación de 0.0178 (kg/pulg2)/pulg. Determinar la densidad del lodo (en ppg y gr/cc), si se requiere que la diferencial de presión del pozo hacia la formación (Pf), sea de 395 psi para una profundidad de 3000 m. Presión atmosférica del lugar 14.85 psi


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WORK PAPER # 4


TITULO: Presiones

FECHA DE ENTREGA: Sexta Semana

PERIODO DE EVALUACIÓN: Segundo Parcial

OPERACIONES DE PESCA

Los descuidos, la manipulación tosca del equipo o los accidentes imprevistos durante la perforación de un pozo petrolero pueden traer por consecuencia el trabajo de pesca. Por estas razones, el perforador debe estar completamente familiarizado con las diversas herramientas de pesca y con el uso que se le puede dar a cada una de ellas. Vale advertir que una de las operaciones en la horadación de un pozo que demanda paciencia del perforador, experiencia y conocimiento del equipo, es sin duda, la de la pesca.


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En las operaciones de producción de un pozo de petróleo y gas, se presentan también trabajos de pesca que, por lo general, no son tan graves puesto que el pozo tiene tubería de revestimiento, lo cual simplifica las tareas.

ORIGEN DE LOS TRABAJOS DE PESCA

Los trabajos de pesca se originan por fallas mecánicas de las herramientas o del equipo, por fallas humanas o por irregularidades que se pueden presentar en el pozo mismo.Los más comunes resultan de:

1) Atascamiento de la tubería en el pozo2) Perdidas de las secciones de tubería en el pozo3) Perdida de los conos de la barrena4) Perdida de cables o alambres de acero5) Herramientas o equipo que caen dentro del pozo6) Quemadura de la tubería de perforación7) Cementación de herramientas o de la tubería de perforación dentro del pozo8) Perdida de la tubería de perforación por fallas en las conexiones.

RECAPITULACIÓN

Nadie desea tener que vérselas con un trabajo de pesca, solo que en el momento menos pensado... ¡ahí está! Puede ser ocasionado por error humano o por falla mecánica, derrumbe, baja viscosidad del lodo, presión diferencial, además de otras causas ya mencionadas anteriormente.

El éxito de rescatar el pescado dentro de un intervalo que no agrave el costo de la operación de perforación estriba, primordialmente, en los conocimientos y experiencia que posea el perforador. El perforador debe mantenerse al día de lo nuevo en procedimientos y herramientas que le ayuden a lograr su cometido. Aparte de esto, debiera poder prever si por la naturaleza y según el tiempo empleado en la operación, sería más ventajoso desviar la perforación que intentar rescatarlo.

Finalmente, cabe decir que un perforador precavido vería la conveniencia de que su cuadrilla también estuviera familiarizada con la manera más practica y eficiente de usar las herramientas de pesca. A todo lo cual se debe añadir que el perforador debe practicar ecuanimidad y por decirlo así, el seso.

WORK PAPER # 4

1. ¿En qué consiste una operación de pesca?……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

2. Explique cada una de las causas mas comunes que hacen necesaria una operación de pesca.………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

3. ¿Las operaciones y herramientas de pesca son la única forma de poder liberar una tubería o sarta aprisionada, o se realizan algunos procedimientos de liberación de sarta previamente? Explique.………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

4. ¿Cuáles son las herramientas de pesca mas utilizadas para liberar tuberías o sarta?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………


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………………………………………………………………………………………………………………………

5. ¿Usted cree que las pescadores externos son los mas utilizados en operaciones de pesca, por qué? ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

6. Explique todas las causas posibles que pueden generar un atascamiento de la sarta de perforación.………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

7. ¿Qué problemas puede acarrear una operación de pesca?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………


WORK PAPER # 5


TITULO: Sistema Básico de Resistencia

FECHA DE ENTREGA: Octava Semana


SISTEMA BÁSICO DE RESISTENCIA

INTRODUCCIÓN

El sistema básico de resistencia o fuerza de un equipo de perforación rotaria esta conformado por los siguientes elementos:

1. Playas de almacenaje del material tubular 2. Subestructura


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3. Torre o mástil

PLAYAS DE ARRUME O ALMACENAJE DEL MATERIAL TUBULAR

Estas playas que completan el cuadro del sistema de resistencia o fuerza están conformadas por estructuras metálicas hechas preferentemente de material estructural de acero o en muchos casos de material tubular descartado en las mismas perforaciones. Estas plataformas se colocan usualmente en la parte delantera de la torre y la subestructura y tienen dimensiones variables.

SUBESTRUCTURA

Como su nombre lo indica las subestructuras son los soportes donde descansa la torre por lo tanto debe tener la suficiente resistencia para resistir las cargas que se pronostican para la torre, el peso de la torre y su peso, con adecuados factores de seguridad. Por otro lado, su altura debe ser lo suficiente como para albergar cómodamente todos los dispositivos de seguridad tales como preventores, válvulas de seguridad, etc., y permitir un cómodo acceso a los mismos en condiciones apropiadas para el personal de perforación.

En pozos someros y en los mástiles no se acostumbra el uso de subestructuras. Un problema que debe ser resuelto es el cimiento encima del cual se colocara la subestructura y posteriormente la torre, puesto que estos cimientos deben resistir, con suficiente margen de seguridad, dichas cargas. El cimiento hecho a base de cemento constituye un excelente basamento, pero ordinariamente su costo es muy caro. El principio fundamental que se utiliza en la elección de estos cimientos es la resistencia de los suelos donde se colocaran la torre y la subestructura, a través de una adecuada distribución de cargas para cada pata de la torre se puede determinar el área necesaria para cada esquina de la base de la subestructura.

Estos conceptos se aplican con base de acero estructural dispuestos en forma de lámina y también con plataformas hechas de madera atornilladas entre si que al mismo tiempo que cumplen su cometido, facilitan su transporte de localización a localización.


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TORRES O MÁSTILES

La función de una torre de perforación es proveer las facilidades verticales necesarias para levantas y bajar las herramientas de perforación al pozo y dentro del pozo, durante las operaciones de perforación. Debe tener la suficiente altura y resistencia como para facilitar dichas operaciones con la mayo seguridad y eficiencia. Las torres se diferencian de los mástiles en su portabilidad, es decir, que los mástiles son torres que se conforman en una sola unidad y por lo tanto se trasladan completas, mientras que las torres propiamente dichas son las de construcción articulada y deben ser armadas y desarmadas para su uso y transporte, puesto que tienen diseño empernado y desarmable.

Por regla general las torres de perforación son las torres que se utilizan para pozos de profundidad mediana y profunda, mientras que los mástiles se utilizan para las perforaciones someras o de poco profundidad.

WORK PAPER Nº 5


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WORK PAPER Nº 5

1. ¿Cómo está conformado un equipo básico de resistencia?…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

2. Calcular el tamaño de la base de una esquina de la torre que se asentará en un suelo arenoso, cuya resistencia es de 57.6 lb/plg2 , cuando la resistencia o carga máxima de la torre será de 235 ton y se usará un factor de seguridad de 2.5………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

3. La plataforma del enganchador se encuentra en la parte superior de la torre.

F V

Explique el uso que se le da a esta plataforma:

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

4. En pozos someros y en los mástiles se acostumbra el uso de subestructuras.

F V

Explique las características de estas subestructuras.

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

5. Explique cada una de las partes de una torre de perforación………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

6. ¿Qué diferencias fundamentales existen entre una torre y un mástil de perforación, y en que condiciones se utilizan los mismos?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

7. ¿En qué circunstancias, una torre de perforación, ser encuentra soportando las condiciones más exigentes de carga debida al viento?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………



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WORK PAPER # 6


TITULO: Sistema Básico de Resistencia

FECHA DE ENTREGA: Novena Semana


CALCULO DE LA EFICIENCIA DE LA TORRE

INTRODUCCIÓN

Las torres de perforación se clasifican de acuerdo a su capacidad de resistir dos clases de cargas: cargas producidas por la acción de los vientos y cargas compresivas.

A) La carga permisible debida a la acción de los vientos se considera en dos formas:

1. Con la torre vacía2. Con la torre llena de sondeo apilado, apoyado o arrumado en la plataforma del enganchador.

En el segundo caso el sondeo apoyado forma una especie de pared de acero apoyado contra la plataforma del enganchador, lo que crea un momento de fuerzas que tiende a volcar la torre. Si el viento estuviera soplando perpendicularmente a esta pared de acero se crearía otro momento más de fuerzas que también tiende a volcar la torre. En estas circunstancias, es decir, cuando el sondeo apoyado en la torre se inclina hacia una dirección y simultáneamente el viento esta soplando en la misma dirección se tienen las condiciones más exigentes de carga debida al viento.

De acuerdo a este criterio las torres de perforación están diseñadas para cargas mínimas debida al viento de 54 millas/hora equivalente a una presión de 11.75 lbs/plg2 y 22.5 lbs/plg2 equivalentes a vientos de 75 millas/hora.

La carga debida al viento se calcula con la siguiente fórmula:

P = 0.004 v2

Donde P es la carga debida al viento en bs/plg2, y v es la velocidad del viento en millas/hr

B) Cargas compresivas.- La carga compresiva permitida para un a torre de perforación es igual a la suma de las resistencias a la compresión de sus cuatro patas. En el análisis de esfuerzos que se hará mas adelante, cada pata de la torre es tratada como una columna separada y su resistencia es computada en su punto mas débil esta carga computada sin tomar en cuenta el propio peso de la torre y afectada por un factor de seguridad de 2, es considerada por API como la carga permitida de la torre, de acuerdo a estas consideraciones existen torres de perforación cuya capacidad varía entre 86000 lbs a 1400000 lbs.

WORK PAPER Nº 6

1. Calcular la carga ejercida en cada una de las patas de la torre y su factor de eficiencia, si sobre el gancho del bloque viajero se tiene un peso de 129275,152 kg, el diseño de la torre visto en planta es el siguiente:


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Origen de la carga

Carga totalCarga en la pata

ACarga en la pata

BCarga en la pata

CCarga en la pata

D

Carga sobre el gancho

Carga sobre la línea viva

Carga en la línea muerta

WORK PAPER Nº 6

2. Calcular la carga ejercida en cada una de las patas de la torre y su factor de eficiencia, si sobre el gancho del bloque viajero se tiene un peso de 135000 kg, el diseño de la torre visto en planta es el siguiente:


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Dead LineMalacateA

C

Datoe = 0,841


Origen de la carga

Carga totalCarga en la pata

ACarga en la pata

BCarga en la pata

CCarga en la pata

D

Carga sobre el gancho

Carga sobre la línea viva

Carga en la línea muerta


WORK PAPER # 7


TITULO: Sistema de rotación o perforación


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Fast Line

A

C

Datoe = 0,841

Malacate

B

D


FECHA DE ENTREGA: Semana Once


SISTEMA DE ROTACIÓN O PERFORACIÓN

La función principal de este sistema es proporcionar rotación a la columna de perforación y al trépano durante la perforación del pozo.

El sistema de rotación está compuesto por:

1. Unión Giratoria2. Cuadrante, Vástago o Kelly3. El Buje de Impulso4. La Mesa Rotaria5. El Top Drive6. La Sarta de Perforación7. El Trépano

UNIÓN GIRATORIA

Es un instrumento construido de tal que puede funcionar bajo condiciones de presiones elevadas, estas a veces soportan un peso superior a los 250 tn, rotando a 300 rpm, bajo 3000 psi de presión interna.

Esta unión giratoria cumple con tres importancia funciona dentro de la perforación:

1) Suspender toda la barra maestra2) Permitir la rotación libre de la barra maestra.3) Proporcionar una conexión para la manguera de inyección, por donde se bombea el

lodo al interior de la sarta.

Los componentes principales de la unión giratoria son: un cojinete de alta capacidad para soportar los esfuerzos axiales y un sello de fluido compuesto de caucho o fibra y anillos de metal para prever posibles descontroles.

Un buen cuidado de la unión giratorio consiste en una lubricación de acuerdo a la recomendación técnicas del fabricante la revisión frecuente y minuciosa para detectar desgastes , rajadura y fugas ; y la atención inmediata a las reparaciones necesarias.

Existe otro tipo de unión giratoria que es la unión giratoria de potencia; se las puede usar en las instalaciones de reacondicionamiento de pozos. La unión giratoria de potencia puede realizar la mayor parte de los trabajos que desempeña el equipo rotario.

EL CUADRANTE, VÁSTAGO O KELLY

Es un tubo hueco cuya superficie exterior es triangular, cuadrangular o hexagonal, generalmente tiene 40 pies (12 mt de largo). El cuadrante está enroscado a la unión giratoria y a la sarta de perforación.

El cuadrante cumple las siguientes funciones:

1) Suspende la columna de perforación


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2) Transmite el movimiento rotatorio de la mesa rotaria a las sarta de perforación3) Conduce el fluido dentro de la sarta de perforación.

En el extremo inferior del cuadrante se emplea un sustituto para evitar el desgaste de la rosca del cuadrante que se ocasiona en la maniobra del agregado de barras de sondeo.

Entre el cuadrante y la unión giratoria se instala una válvula de seguridad de media vuelta, esta válvula puede cerrase cuando se tenga un amago de descontrol del pozo.

BUJE DE IMPULSO

Está compuesto de dos partes:

1) Buje del cuadrante o buje de transmisión del cuadrante.- Viene equipado con rodillos, que permiten que el cuadrante pueda subir o bajar libremente esté o no la mesa rotaria en movimiento.

2) Buje Maestro.- Es un dispositivo que va colocado directamente en la mesa rotaria y sirve para acoplar el buje de transmisión del cuadrante con la mesa rotaria de tal manera que el impulso de rotación o torsión de la mesa rotaria pueda ser transmitido al cuadrante y así pueda hacer girar a la sarta de perforación. También proporciona la superficie ahusada o cónica necesaria para sostener las cuñas cuando estas sostienen las tuberías.

El cuadrante durante la perforación está en contacto con el buje de transmisión que va colocado dentro del buje maestro, de esta manera mientras el buje maestro gira el buje de transmisión gira al mismo tiempo que él, dándole rotación a la sarta de perforación.

MESA ROTARIA

Es un elemento fundamental para la perforación que realiza dos funciones: gira y sostiene; primero hace girar la sarta de perforación, cuando la perforación avanza entonces la mesa rotaria gira hacia la derecha en dirección o sentido de las manecillas del reloj. Luego, cuando se extrae la tubería del hoyo, la mesa rotaria sostiene la sarta con cuñas durante los intervalos cuando la tubería no esta suspendida del gancho.

Las únicas partes al descubierto en las mesas rotarias modernas son las placas protectoras y el extremo de la rueda dentada. También posee una superficie limpia y plana con un andadero antideslizante para mejor seguridad de la cuadrilla.

SARTA DE PERFORACIÓN

La sarta de perforación está compuesta generalmente por tuberías de perforación y portamechas; también se pueden utilizar otras herramientas especiales como ser: estabilizadores, escariadores, amortiguadores, tuberías pesadas (heavy weight), portamechas y tijeras hidráulicas-mecánicas; las cuales son utilizadas a medida que se profundiza el pozo.


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TRÉPANO, BARRENA O MECHA

De acuerdo a la clasificación más corriente los trépanos se clasifican en tres grupos: a) los trépanos de arrastre o cola de pescado, b) trépanos de conos deslizables o ha rodillos y c) trépanos de diamante.

CÁLCULO DE CAPACIDADES (C)

La capacidad de la tubería (sarta), del pozo, del anular o de las piletas es el volumen de lodo por unidad del longitud, de altura o de profundidad que cada uno de ellos es capaz de contener. Las capacidades a calcular en las diferentes secciones de un pozo son las siguientes:


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TRÉPANOS TRICONOS DIFERENTES TIPOS DE TRÉPANOS DE DIAMANTE

Trepano Porta mecha Estabilizador Barra pesada TuberiaTrepano Porta mecha Estabilizador Barra pesada Tuberia

PRINCIPALES COMPONENTES DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN


a) La capacidad de una sección del pozo con la sarta fuera del pozo está dada por la siguiente ecuación:

C (bbl/ft) = HD2 (pulg) / 1029.4

Donde HD es el diámetro interno de la cañería de revestimiento o en su defecto del pozo (diámetro del trépano), en pulgadas.

b) La capacidad en el interior de la tubería o de los portamechas está dada por:

C (bbl/ft) = ID2 (pulg) / 1029.4

Donde ID es el diámetro interno de la tubería de perforación o de los portamechas.

c) La capacidad en el espacio anular entre el pozo abierto y los portamechas o la sarta de perforación está dada por:

C (bbl/ft) = (HD2 – ODp-t2) / 1029.4

Donde HD es el diámetro del pozo abierto (trépano) sin casing en pulgadas

ODp-t es el diámetro externo de los portamechas o de la tubería en pulgadas

d) La capacidad en el espacio anular entre el pozo con casing y la sarta de perforación está dada por:

C (bbl/ft) = (HD2 – ODt2) / 1029.4

Donde ODt es el diámetro externo de la tubería de perforación en pulgadas

HD es el diámetro interno del casing o revestimiento

CÁLCULO DE VOLÚMENES

El volumen que ocupa el lodo en las diferentes secciones del pozo o en las piletas está dado por la siguiente ecuación:

V (bbl) = C(bbl/ft) x h(ft)

Donde C es la capacidad y h la altura del lodo, longitud de la tubería o portamechas o la profundidad de la sección del pozo lleno de lodo.

WORK PAPER Nº 7

1. Determinar el volumen total de lodo que hay dentro del siguiente pozo:


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2. Determinar el incremento de densidad necesario; en gr/cc, ppg y en porcentaje; para controlar un pozo cuya densidad inicial era de 9.45 ppg y al cerrar preventores se registró una presión de 1050 psi, al estar perforando justo a 100 ft por debajo de la zapata de la cañería intermedia asentada a 1350 m mas profundo que la zapata de la cañería superficial. Profundidad de asentamiento de la cañería superficial = 950 m.

3. Determinar el incremento de densidad necesario; en gr/cc, ppg y en porcentaje; para controlar un pozo cuya densidad inicial es equivalente al 93.5% del valor de la densidad del ejercicio anterior y la presión registrada es menor en 185 psi. La zapata de la cañería superficial está cementada a un 3.5% menos profundo que en el caso anterior.

4. ¿Cuáles son las funciones que cumple la unión giratoria?

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………5. ¿Qué es el buje de impulso y cómo está compuesto?


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3000 m

600 m

200 m

Dc = 95/ 8 “ x 8,85 “

Portamechas = 6, 5 “ x 3 “

DH = 9 “


………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

6. Explicar cómo se perfora un pozo utilizando el Kelly o vástago y el Top Drive.

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

7. ¿Cuáles son los tipos de trépanos más utilizados y cuáles son sus características?

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

8. ¿Cómo está compuesto un BHA generalmente?

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

9. ¿Cuáles son las clases y grados de drill pipes?

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

10. ¿Qué son los portamechas y que funciones cumplen?

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………


WORK PAPER # 8



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TITULO: Sistema de Elevación o Izaje

FECHA DE ENTREGA: Semana Quince

PERIODO DE EVALUACIÓN: Examen Final

SISTEMA DE ELEVACIÓN O IZAJE

INTRODUCCIÓN

Este sistema se lo utiliza para: a) maniobrar la sarta de perforación; b) bajar cañería de revestimiento; c) bajar arreglos de pruebas de formación y arreglo final de producción. La función principal de este sistema es absorber los esfuerzos debido a las cargas pesadas generadas durante la perforación.

Los componentes principales de este sistema son: 1) malacate o cuadro de maniobras; 2) el bloque corona; 3) el bloque aparejo; 4) el cable de perforación; 5) el ancla; 6) el tambor de reserva.

CÁLCULO DE LA TONELADA MILLA

Es el cálculo del trabajo que hace el cable de perforación para mover los diferentes componentes del sistema de perforación.

W = f(Toneladas) x d(Millas)

W = TM = Waparejo + Wtub. Perf. + Wpm

VIAJE COMPLETO

Es una operación que consiste en sacar toda la sarta o columna de perforación hasta superficie, desde una profundidad cualquiera, y nuevamente volverla a bajar hasta la misma profundidad.

Entonces un viaje completo es subir la herramienta y volverla a bajar hasta la misma profundidad de donde fue sacada.

El trabajo total hecho por el cable de perforación en un viaje completo o viaje redondo es igual a la suma algebraica del trabajo para mover:

1. El conjunto de la polea viajera2. La tubería de perforación3. El peso adicional de los portamechas

TMvc = ((D*(L+D)* Wm) / 10560000) + ((D*(M+0,5*C)) / 2640000)

D = profundidad total del pozo (ft)

L = longitud promedia d un tiro de tubería (90 ft)

Wm = peso unitario del sondeo * factor de flotación = Wsd * ff

M = peso del conjunto de izaje o aparejo (lbs)

C = Cc * ff

Cc = (Wpm – Wsd) * Lpm

Ff = 1 – 0.015 * densidad del lodo (ppg)


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Wpm = peso unitario del portamecha

Wsd = peso unitario de las tuberías

TONELADA MILLA EN UNA OPERACIÓN DE PERFORACIÓN

Es igual a tres veces la profundidad hasta donde se perfora menos la profundidad de donde se empezó a perforar.

Tmop = 3(TMD2 – TMD1) = 3(TMvcD2 – TMvcD1)

WORK PAPER Nº 8

1. Se tienen los siguientes datos de un pozo:

Densidad del lodo = 1.152 gr/ccD = 1219 mSondeo = 4.5 “ * 13.3 #/ftPM = 6.5” * 2.75 * 83 #/ft * 300 ftM = 6804 kgL = 60 ft


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La tonelada milla realizada por el cable de perforación al sacar la herramienta del pozo para cambiar el trépano y volverlo a bajar será de:

a) TM = 57 b) TM = 52.55 c) TM = 53.79

2. Se tienen los siguientes datos de un pozo:

Densidad del lodo = 10.5 ppgD1 = 1524 mD2 = 1676.32 mSondeo = 4.5 “ * 16.6 #/ftPM1 = 5” * 2.75” * 66 #/ft * 300 ftPM2 = 8” * 3” * 91 #/ft * 600 ftM = 25000 lbL = 27.43 m

La tonelada milla realizada por el para perforar desde D1 hasta D2 será de:

a) TM = 59.49 b) TM = 49.49 c) TM = 52.49

3. ¿Qué es el malacate y que funciones cumple?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

4. ¿Qué es el cable de perforación y que características tiene?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

5. ¿Qué es el tambor de reserva?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

6. ¿Qué es el bloque corona y cuáles son sus características?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

7. ¿Qué funciones cumple el ancla?………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………


WORK PAPER # 9



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TITULO: Sistema Hidráulico

FECHA DE ENTREGA: Semana Dieciocho


SISTEMA HIDRÁULICO

BOMBAS DE LODO, CAUDAL Y VELOCIDADES

Las bombas movilizan el lodo desde la pileta de succión hasta el fondo del pozo y luego de vuelta hasta la línea de descarga. La descarga de estas bombas se hace a través de cilindros, mediante el movimiento de pistones.

El desplazamiento de la bomba es el volumen de lodo que la bomba descarga en cada carrera, expresándose en barriles por carrera, el desplazamiento de la bomba depende del diámetro del cilindro, de la longitud de recorrido del pistón y de la eficiencia volumétrica de la bomba.

El caudal es el volumen del fluido descargado por la bomba de lodo por unidad de tiempo durante la circulación en el pozo expresándose en bbl/min. o gal/min. El caudal es dado por la formula:

Caudal = desplazamiento de la bomba x velocidad de la bomba

El tiempo requerido por la bomba para descargar un volumen determinado de lodo depende del caudal, en efecto:

tiempo = volumen caudal

La velocidad de un fluido que fluye a través de una sección del espacio anular esta dada por la formula:

Velocidad = caudal Capacidad de la sección

La velocidad resultante será en pies por minuto si la capacidad fue expresada en bbl/ft y el caudal en barriles por minuto.

BOMBAS DUPLEX DE DOBLE ACCIÓN La bomba doble tiene dos embolo por bomba y desplaza el liquido en ambos lados del embolo, a medida que el fluido es succionado en un lado, fluido es descargado al otro lado.Se utiliza un tanque de compensación o amortiguador de vibración para compensar el flujo.(Fig. 11)

Este tipo de bombas esta definido por el diámetro del vástago, longitud y diámetro de la camisa. La longitud de la camisa equivale a la longitud de la embolada y el diámetro de la camisa equivale al diámetro del pistón.( 1 embolada = 1 ida y vuelta del pistón )

La bomba duplex esta siendo paulatinamente reenlazada por las bombas triplex de mayor presión.

Caudal para una Bomba Duplex:

Qb(gpm)= Vdb(gal/emb) * Vb ( Emb/min)


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Volumen de desplazamiento para una bomba duplex

Vida= Lc * π/4 * Dc2

Vvuelta= Lc * π/4 * Dc2 - Lc * π/4 *Dv2

Vdb = Lc * π/4 * Dc2 + Lc * π/4 * Dc2 - Lc * π/4 *Dv2

Vdb(EMB) = Lc * π/4 (2 Dc2 - Dv2 )

La bomba duplex esta siendo paulatinamente reenlazada por las bombas triplex de mayor presión.BOMBA TRIPLEX

La bomba triplex es de simple acción y se caracteriza por que lleva tres pistones los cuales desplazan el lodo en un solo sentido, este tipo de bomba esta definido por la longitud y diámetro de la camisa

Caudal de la bomba Triplex

Qb(gpm)= Vdb(gal/emb) * Vb ( Emb/min)

* Volumen de Desplazamiento para una Bomba Triplex:

Vdb (bbl/emb.)= 0.000243 (DI camisa)2 x longitud de la carrera [pulg] x eficiencia

Potencia de la bomba

HHP = [ Pb (psi) * Qb (gpm) ] / 1714


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La bomba triplex consta de tres émbolos por bomba, desplaza el fluido solo en una dirección mientras que los émbolos alternadamente succionan y descargan el fluido.

Output valve------Valvula de salidaMud in from suction tank------entra el lodo proveniente de el tanque de succiónIntake valve----Valvula de entradaOutput valve--------Válvula de salidapulsation dampener----Estabilizador de flujo

WORK PAPER Nº 9

1. Se tiene un equipo de perforación con dos bombas triplex cuyo caudal real es 4572.2 ft3/hr, además se tienen los siguientes datos:

Vel. Nominal bomba = 1.333 emb/segdc = 6”dv = 3”Lc = 22”Pbomba = 3800 psi


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Vel. Real bomba = 79.94 emb/min

Calcular: a) caudal nominal de la bomba; b) tiempo de circulación; c) tiempo de retorno; d) potencia hidráulica; e) número de emboladas para circulación; f) número de emboladas para retorno y; g) eficiencia de la bomba.

Los datos del pozo en perforación son los siguientes:

WORK PAPER Nº 9

2. Se tiene un equipo de perforación con una bomba duplex con los siguientes datos:

Vel. bomba = 60 EPMdc = 5.5”dv = 3”Lc = 18”Pbomba = 3000 psi


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350 m

DH = 8”

3600 m

PM = 6.5” x 2”

1500 m

13 3/8” x 12.615”

4.5” x 3.640”

9 5/8” x 8.755”

2500 m


Eficiencia de la bomba = 100%

Calcular: a) caudal de la bomba; b) tiempo de circulación; c) tiempo de retorno; d) potencia hidráulica; e) número de emboladas para circulación; f) número de emboladas para retorno

Los datos del pozo en perforación son los siguientes:

PROGRAMA DE CALIDAD UDABOL


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1000 ft

DH = 9”

10000 ft

PM = 8” x 3”

800 m

4.5” x 3.286”

12 1/8” x 10”

5000 ft



La presión de formación es la que existe dentro de los espacios porales de la roca de esa formación. Esa presión resulta del peso de la sobrecarga (capas rocosas) por encima de la formación, que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos. Los granos son el elemento sólido o “material rocoso” y los poros son los espacios entre los granos. Si los fluidos porales tienen libertad de movimiento y pueden escaparse, los granos pierden parte de su soporte, y se aproximan entre ellos. Este proceso se denomina compactación. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en los espacios porales.

En base a la información de arriba debatir y analizar el origen de zonas con gradientes normales, subnormales y anormales de presión y las consecuencias que estos pueden ejercer durante la perforación de un pozo.


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CONCEPTOS BÁSICOS DE PRESIONES

Las ecuaciones para calcular la presión hidrostática que el lodo ejerce contra las paredes del pozo que se está perforando son:

Ph (psi) = 0.052 * Densidad * TVD

Ph (psi) = 1.4212 * Densidad * TVD

Al utilizar cualquiera de ellas obtendremos el mismo resultado, siempre y cuando reemplacemos en ellas los parámetros en sus respectivas unidades para que las constantes que se encuentran por delante de ambas ecuaciones (0.052 y 1.4212 respectivamente) nos arrojen el resultado en unidades de psi (pound square inch = libras por pulgada cuadrada).

Basándose en la información de arriba analizar dimensionalmente las ecuaciones y determinar el origen de las constantes que aparecen en ellas, explicar porque se utiliza la TVD y no la MD para ello realizar un gráfico ilustrativo de su respuesta.


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SISTEMA TOPO DRIVE

Algunos equipos de perforación utilizan un sistema o equipo llamado Top Drive (equipo de transmisión superior) para hacer girar la sarta de perforación. El top drive es acoplado a la torre de perforación mediante un sistema de rieles guías instalados en las patas de la torre, sobre las cuales el top drive se desliza fácilmente hacia arriba o hacia abajo durante la perforación. Con el equipo de top drive la mesa rotaria no es la que hace girar a la sarta de perforación.

Determinar las ventajas y desventajas de usar este equipo y no la mesa rotaria, los tipos de top drive que existen y cual considera que es el mejor independientemente del costo de los mismos.


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PRESIONES EN TUBERÍAS Y EN EL ANULAR

Durante la perforación de un pozo se tuvo un brote y el pozo se cerró. La TVD y la MD es de 4725 ft, el peso del lodo actual es 8.9 ppg, la presión de cierre en la tubería (SIDPP) es de 98 psi y la presión de cierre en el anular (SICP) es de 160 psi, la ganancia en los tanques es de 8.2 bbl. Determinar la densidad para controlar el pozo y la presión de formación.

¿Por qué la presión de cierre en la tubería es menor que la presión de cierre en el anular, siempre se da esta situación, cuál de las dos presiones utiliza, en la ecuación correspondiente, para resolver el problema y controlar el pozo?


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WORK PAPER # 10


TITULO: Diseños de la sarta de perforación

FECHA DE ENTREGA: Semana Diecinueve


Arreglos de fondo

- Prevenir patas de perros - Producir huecos de tamaño máximo y utilizable - Mejorar el desempeño de la broca - Minimizar problemas de la perforarción - Minimizar vibraciones dañinas- Minimizar el peligro de aprisionamiento diferencial - Reducir problemas de producción

Componentes del BHA

- Brocas -Drill Collars- Estabilizadores -Heavy Weight Drill Pipes- Conexiones - Drill Pipes

Guias para selección para Drill Collars

1) Para Drill Collars de diámetro reducido, 6 pulgadas y menos, evitar BSR por arriba 2.75:1 y por debajo 2.25:1.2) Para condiciones de alta RPM y formaciones blandas, evitar BSR de más de 2.85:1 y por debajo de 2.25:13) Para formaciones duras y abrasivas y tamaño Drill Collars cerca del diámetro del hueco evitar BSR por encima de 3.2:1 y por debajo de 2.25:1 en caso de utilizar de conexiones de bajo torque, BSR 3.4:1 serán satisfactorias 4) Para formaciones de gran abrasibidad donde se espera una pérdida de diámetro utilizar combinaciones en el área 3.0:1 5) En medio ambiente corrosivos usar combinaciones de entre 2.5:1 a 3.0:1

Torque y Arrastre

Torque es la medida de la fuerza torsional que se aplica a una conexión para asegurarse que los hombros no se separen. Perforando la longitud del Brazo de la llave multiplicada para dar el torque expresado en pies/libras

Ejemplo

Brazo de la llave: 4,2 pies Tensión: 2000 libras Torque: 4,2 pies x 2000 libras = 8400 pies- libra


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Cuidado de los Drill Collars

Una falla Drill Collars mientras se halla perforando puede tener consecuencias graves en cuanto a perdidas de tiempo operacionales se refiere los Drill Collars deben ser inspeccionados con frecuencias y regularidad los miembros dañados y defectivos deben ser removidos de inmediato.Los Drill Collars deben ser mantenidos bajo condiciones óptimas de operación:

-Manejo- Limpieza -Lubricación -Inspección

Herramientas Pesadas 1) Reduce considerablemente los costos de perforación al eliminar o reducir la roturas de

tuberías en la zona de transición2) Aumenta el perfomance y la capacidad de alcanzar mayores profundidades de equipos

pequeños al sustituir a los Drill Collars.3) Representa un ahorro considerable en perforación direccional al reemplezar en gran

medida a los Drill Collars reduciendo problemas de Torque tendencia o cambio de dirección, posibilidades de aprisionamiento diferencial.


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WORK PAPER Nº 10

1¿Cuales son los parámetros a tomar en cuenta en el diseño de la Sarta de Perforación?R:…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………...

2¿Qué es la presión de colapso y reventamiento?R:……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

3¿Cuáles son los componentes de una Sarta de Perforación?R:……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..

4¿Cómo se encuentra el peso de la herramientas de perforación ?R:……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

5¿Encontrar la longitud de tubería de perforación en un tiro de perforación?

Datos:Tubería de perforación = 30 pies1 tiro =3 Tuberías

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WORK PAPER # 11


TITULO: Aplicaciones De la Perforación Direccional

FECHA DE ENTREGA: Semana 20


Situaciones Que Requieren El Uso De La Perforación Direccional:

∗Complicaciones por la geología local.

Incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en particular.∗

Disminuir costos (ej: evitar instalaciones off-shore)∗

Disminuir riesgos ambientales.∗

Necesidad de mantener la verticalidad en pozos profundos.∗

Pozos de alivio.∗

Comercialización y distribución (construcción de oleoductos y gasoductos)∗

Al igual que en otras operaciones de perforación, en perforación direccional también existe la necesidad de obtener un rendimiento efectivo en costos.

Según datos de importantes compañías, el costo de perforación representa aprox. el 40%de los costos de descubrimiento y desarrollo.


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Evolución Tecnológica

•Alrededor de 1850 →Orígenes perforación rotativa.•1873 →Patentamiento del primer motor de fondo.•Década de 1920 →Perforación direccional controladaImpedir curvatura de pozos verticalesDesvío ante obstrucciones.

Dispositivos y Técnicas de Relevamiento

Los Relevamientos direccionales proporcionan al menos tres datos fundamentales:

•Profundidad

•Inclinación

•Azimut


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Perforación con motor direccional

Se logra de 2 modos:

•Rotación→la totalidad de la sarta de perforación rota (igual que en la perforación convencional) y tiende a perforar hacia delante.

•Desplazamiento→Para iniciar un cambio en la dirección del pozo, se detiene la columna de perforación en una posición tal que la sección curva del motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva trayectoria. Se refiere al hecho de que la porción de la sarta que no rota se desliza por detrás del conjunto direccional.

Hoy, un motor direccional típico consta de:

•Sección de potencia (PDM)

•Sección curva (0 a 3º)

•Eje propulsor

•Mecha


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Ventajas Y Desventajas

Desventajas:

•Se requiere una extrema precisión para orientar correctamente la sección curva debido a la elasticidad torsional de la columnade perforación.

•Mayor problema →tendencia de la columna no rotativa a sufrir aprisionamientos →la tubería principal se apoya sobre el lado inferior del pozo @ produce velocidades desparejas alrededor de la tubería.

•La falta de rotación de la tubería disminuye la capacidad de remover los recortes sobre el lado inferior del pozo, se puede formar un “colchón”de recortes

•Menor potencia disponible para mover la mecha. Esto, junto con la fricción por el deslizamiento, reduce la tasa de penetración (ROP)

•Si se cambia del modo de deslizamiento al modo de rotación con herramientas direccionales, se obtiene una trayectoria más irregular.•Las numerosas ondulaciones aumentan la tortuosidad, esto aumenta la fricción durante la perforación. Durante la perforación se produce acumulación de gas en los puntos altos y agua en los bajos

A pesar de todos estos problemas, la perforación direccional con motor direccional sigue siendo más efectiva en términos económicos y por el momento es el método de perforación más utilizado.


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•Si se cambia del modo de deslizamiento al modo de rotación con herramientas direccionales, se obtiene una trayectoria más irregular.•Las numerosas ondulaciones aumentan la tortuosidad, esto aumenta la fricción durante la perforación. Durante la perforación se produce acumulación de gas en los puntos altos y agua en los bajos

Sistema Rotativo Direccional (RSS: RotatorySteerableDrillingSystem)

La industria petrolera los clasifica en dos grupos:

•“Empuje de Mecha”

“Los conjuntos constituyen sistemas compactos y poco complicados.Solo agregan 3.8m a la longitud total del BHA.


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Comprende:

•Unidad Sesgada: detrás de la mecha. Aplica una fuerza sobre la mecha en una dirección controlada mientras toda la columna gira.

•Unidad de Control: detrás de la unidad sesgada. Contiene dispositivos electrónicos, sensores y un mecanismo de control que proporcionan la magnitud y la dirección promedio de las cargas del lado de la mecha.

→+ desarrollados (PowerDrive®)

•“Direccionamiento de la mecha”

→-desarrollados

Unidad SesgadaPosee 3 patines externos articulados →activados por el flujo de lodo controlado a través de una válvula que utiliza la diferencia de presión de lodo existente entre el interior y el exterior.

La válvula de 3 vías de disco rotativo acciona los patines al dirigir el lodo en forma sucesiva a la cámara del pistón de cada patín, a medida que rota para alinearse con el punto de empuje deseado en el pozo (opuesto a la trayectoria deseada).

Una vez que el patín pasa por el punto de empuje, la válvula rotativa corta el suministro de lodo.

Cada patín se extiende no más de 1 cm durante cada revolución de la unidad sesgada


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Un eje conecta la válvula rotativa con la unidad de control para regular la posición del punto de empuje. Si el ángulo del eje se encuentra geoestacionario con respecto a la roca, la mecha será empujada directamente en una dirección. Si no hay que modificar la dirección, el sistema opera en forma neutral.

Unidad de control

•Mantiene la posición angular propia del eje de impulso relativo a la formación.

•Montada sobre cojinetes que le permiten rotar libremente alrededor del eje de la sarta de perforación.

•Posee su propio sistema de activación a través del cual

la puede dirigir para que mantenga un ángulo de giro determinado o un ángulo de orientación de la herramienta con respecto a la roca.

•Sensores del acelerómetro y magnetómetro proporcionan información relativa a la inclinación y el azimut de la mecha. Además, de la posición angular del eje de impulso.

•En el interior →impulsores de turbina de rotación montados en los extremos de la UC.

Estos impulsores desarrollan el torque necesario por medio de imanes permanentes de gran potencia cuya acción se suma a la de las bobinas de inducción ubicadas en la UC.

La transmisión del torque desde los impulsores a la UC se controla en forma eléctrica modificando la resistencia de las bobinas de torsión.

•Impulsor Superior o “torquer”→para aplicar torque a la plataforma, en la misma dirección de la rotación de la columna de perforación.

•Impulsor Inferior→la hace girar en la dirección inversa.


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Otras bobinas generan energía para los dispositivos electrónicos

El funcionamiento del sistema puede ser monitoreado por medio de herramientas MWD y de los sensores en la UC.

El nivel de referencia utilizado para establecer el ángulo geoestacionario del eje es proporcionado por un acelerómetro triaxial o por el magnetómetro montado en la UC.

Ventajas:

•Rotación continua de la sarta de perforación

→mejora en gran medida la limpieza del pozo

→minimiza el aprisionamiento de la columna

→facilita el control dimensional

•La potencia disponible en la mecha no disminuye por la necesidad de realizar operaciones de perforación con deslizamiento.

•El control direccional se puede mantener más alládel punto donde el torque y el arrastre hacen que el deslizamiento con un motor resulte poco efectivo.

Sensores adicionales en la UC:

•Velocidad instantánea de la columna de perforación respecto a la roca.

•Sensores térmicos y de vibración →registran datos adicionales sobre las condiciones de fondo.

•Computadora instalada a bordo →muestrea y registra las condiciones de perforación que se transmiten en forma inmediata a la superficie por medio del sistema MWD o se recupera posteriormente.

Aplicación de los Métodos

1) Tipo I.-( Método de Mínima Curvatura)

Este método indica que el pozo en su trayectoria es igual al simple promedio del ángulo de dirección y el ángulo del rumbo medidos entre 2 estaciones.

∆ Norte = ∆ MD * sen [I1 + I2 /2] cos [A1 + A2/2] ∆ Este = ∆ MD * sen [I1 + I2 /2] sen [A1 + A2/2]

∆ Vert. = ∆ MD * cos [I1 + I2 /2]

2) Tipo II.- (Método del radio de curvatura)


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Este método indica que se utilizan varios métodos de ángulos medidos en terminales superiores que infieren a lo largo de la longitud del curso de dirección generando una curva en el espacio que representa la trayectoria del pozo.

∆ Norte = ∆ MD * [cos I1 – cos I2] * [sen A2 – sen A1] (I2 –I1) * (A2 –A1) ∆ Este = ∆ MD * [cos I1 – cos I2] * [cos A1 – cos A2] (I2 –I1) * (A2 –A1)

∆ Vert. = ∆ MD * sen I2 – sen I1 I2 – I1

3) Tipo III.- (Metodo de máxima curvatura)

Asume el pozo como un arco esférico de mínima curvatura o máximo radio de curvatura entre 2 puntos

RF= __2__ * tang * __DL__ DL 2 RF= 1 + _(DL)2_ + _(DL)4_ + _17(DL)6_ 12 120 2016

Cos DL= cos (I2 –I1) – sen I1 * sen I2 * [1 - cos (A2 –A1)]

∆ Norte = ∆ MD * [sen I1 * cos A1 + sen I2 * cos A2] * RF 2

∆ Este = ∆ MD * [sen I1 * sen A1 + sen I2 * sen A2] * RF 2

∆ Vert. = ∆ MD * [cos I1 – cos I2] * RF 2


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WORK PAPER Nº 10

1¿Cuál es el objetivo de una perforación direccional?

R:………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

2¿Cuándo se aplica la desviación de pozos tomando en cuenta el factor de compresibilidad de la roca?

R:………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

3¿Cuáles son los tipos de perforación direccional más utilizados?

R:…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

4¿Qué ángulos se manejan en una perforación direccional?

R:………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

5¿Encontrar la presión Hidroestatica cuando se tiene una desviación de pozo de 5º y una profundidad vertical verdadera de 3100 pies y una profundidad medida de 2900 pies?

R:………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………


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Perforacion i Gestion Ii_ 2011

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Transcript of Perforacion i Gestion Ii_ 2011