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1.

GENERALIDADES.

1.1.

INTRODUCCION.

Los componentes del equipo de perforación rotatoria son: máquina o planta motriz, torre o cabria de perforación, mesa rotatoria, mecanismos de transmisión de potencia, bombas y sistemas de lodo, malacate, bloque corona y bloque viajero. El equipo de perforación se diseña para que cada uno de sus componentes funcionen de acuerdo al tipo de trabajo que se espera lleven a cabo. Debe existir compatibilidad entre los distintos componentes. Sus capacidades deben ser equivalentes, es decir, que por ejemplo, la planta motriz es capaz de producir la potencia requerida para perforar un pozo de determinada profundidad, la cabria o torre tiene que estar diseñada para manejar el peso y la longitud de la tubería de perforación que se necesita para perforar dicho pozo. Otro factor importante en el diseño moderno de los equipos de perforación es la portabilidad. La tendencia actual es armar el equipo en varias secciones que faciliten su traslado, instalación y desmantelamiento. La cantidad de secciones se mantiene al mínimo, dependiendo de los requerimientos de peso y espacio, también tomando en consideración el hecho de que estas secciones, en la mayoría de los casos, deben transportarse por carreteras de servicio público en donde restricciones de tamaño y peso. Para seleccionar adecuadamente las distintas partes del equipo de perforación, se debe conocer de forma íntegra los requerimientos de energía para elevación, rotación y circulación. Se debe también calcular el tamaño adecuado de todo el equipo principal y auxiliar, como la torre, bombas de lodo, mesas rotatorias, sistema de transmisión, bloque corona y bloque viajero, ganchos, plantas eléctricas, etc. Al seleccionar el tamaño conveniente de la planta motriz para ejecutar un tipo de trabajo específico de perforación debe referirse a determinadas unidades de potencia. Los cinco sistemas más importantes del equipo de perforación son: sistema de potencia, sistema de rotación, sistema de levantamiento de cargas, sistema circulante de fluidos y sistema de prevención de reventones.

El sistema de izaje es un componente vital de un equipo de perforación. Este sistema suministra un medio por el cual se da movimiento vertical a la tubería que está dentro del pozo; esto es, bajar y sacar la sarta de perforación y la tubería de revestimiento. El objetivo que desempeña es aportar los medios para levantar y bajar la sarta de perforación, la tubería de revestimiento y otros equipos sub superficiales, para realizar conexiones y viajes. El sistema de circulación tiene la función principal de remover los recortes de roca del agujero durante el proceso de perforación. El circuito consiste en que de los tanques el lodo es absorbido por las bombas, pasa por el interior de las tuberías y regresa por el espacio anular nuevamente a los tanques. El sistema de rotación genera y transmite la rotación a la trepano. El sistema de seguridad o de control tiene la función de proveer el control de los flujos de fluidos de la formación (brotes). Permite detectar brotes, cerrar el pozo, circular bajo presión, mover sarta bajo presión, diversificar el flujo. El sistema de potencia se encarga de generar y transmitir la energía requerida por cada uno de los equipos y/o sistemas que conforman el taladro. Por lo general, cuenta con un paquete de motores de combustión interna, los cuales pueden ir acoplados directamente a los diferentes equipos que lo requieran (transmisión mecánica) o a un generador de corriente eléctrica (transmisión eléctrica). 1.2.

ANTECEDENTES.

Durante mucho tiempo, la Industria Petrolera consideró a la Perforación de Pozos como un “arte” o labor artesanal y no como una ingeniería. En los inicios de la perforación esto era justificable, a partir de los 40´s se desarrolla la Tecnología de la Perforación de Pozos en forma acelerada (desarrollo, investigación, modernización, etc.). Para tener el estado actual de desarrollo se incorporan varias ramas de la ingeniería petrolera generando la tecnología propia de perforación, haciendo más que nunca verdadera ingeniería. Lo anterior no significa que el arte involucrado haya dejado de

existir, sino que se ha conjuntado dentro de las diferentes disciplinas de ingeniería (León Loya). La operación de perforación, puede ser definida tan simple como el proceso de hacer UN AGUJERO, sin embargo es una tarea bastante compleja y delicada, por lo que debe ser planeada y ejecutada de tal manera que sea efectuada en forma segura, eficiente y produzca un pozo económico y útil. Las prácticas y procedimientos empleados durante el diseño y la operación del pozo, son determinadas usualmente por prácticas comunes y costumbres en el área, experiencia y habilidad del personal, procedimientos y políticas de la empresa. Todo esto debe ser revisado, estudiado y comprendido por todo el personal, a fin de cumplir con los objetivos esperados. La seguridad del pozo (personal, instalaciones y medio ambiente), es un factor de primordial importancia. 1.3.

OBJETIVOS.

1.3.1. Objetivo general. Elaborar un programa donde se involucren todos los equipos de perforación de un pozo, persiguiendo las siguientes características: seguridad, mínimo costo y utilidad. 1.3.2. Objetivos específicos y operativos. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

OBJETIVOS OPERATIVOS  Seleccionar el software.

Presentación del equipo que se empleará para perforar el pozo.

Lograr

comprender

todos

los



equipos de perforación. 

Identificar



perforación. Buscar información en internet conforman

perforación de forma.

equipos de perforación de pozos petroleros

los

equipos

de

de todos los sistemas que

sistemas básicos del equipo de

Suministrar información sobre los

Realizar una maqueta de los



un

equipo

de

perforación. Elaborar un informe de los equipos de perforación.

2. 2.1.

FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA. PERFORACIÓN ROTATORIA.

El proceso de perforación rotatoria consiste en perforar un agujero mediante la aplicación de movimiento rotatorio y una fuerza de empuje a un elemento de corte denominado trepano que ataca a la roca convirtiéndola en ripios (recortes). El movimiento rotatorio se genera en la superficie y se transmite a la trepano por medio de la sarta de perforación o en forma hidráulica accionando un motor de fondo conectado a la trepano. La fuerza de empuje se genera con el peso mismo de la sarta de perforación (aparejo de fondo).Los ripios son sacados del pozo mediante la circulación de un fluido el cual se inyecta por el interior de los tubos y se regresa por el espacio anular. En la superficie son separados del fluido. 2.2.

EQUIPOS DE PERFORACIÓN

Son herramientas formadas por un mecanismo apropiado para producir los efectos de percusión o de rotación de la barrena que normalmente va provista de una broca en su extremo de ataque. La perforadora se determina de acuerdo a: tipo y tamaño de la obra, la naturaleza del terreno, la profundidad y alcance de los barrenas, la roca o piedra que quiera producirse, pistolas o martillos de barrenación. Se clasifica en: perforadoras de carriles y perforadora portátil de torre. 2.3 . SISTEMA DE IZAJE 2.3.1. Descripción del Sistema de Izaje El sistema de izaje es un componente vital de un equipo de perforación. . Este sistema provee el equipo y áreas de trabajo para levantar, bajar o suspender el equipo usado en el sistema de rotación. El sistema de izaje está dividido en dos partes principales: A.

La estructura de soporte.

La estructura de soporte está dividida en: i.

La subestructura.

La subestructura.- La subestructura se construye de acero estructural que es ensamblado directamente encima del pozo a perforar. Soporta el conjunto de herramientas y equipos utilizados en el proceso de perforación para levantar, bajar o suspender la sarta de perforación y provee el área de trabajo para los equipos y personal sobre y debajo del piso de perforación. Las cargas que debe soportar son superiores a las que soporta el mástil, ya que además de soportar al mástil con su carga, soporta al malacate, a la mesa rotaria, el piso de trabajo y debe tener una altura suficiente para permitir la instalación del conjunto de preventores y la línea de flote. FIGURA 1: SUBESTRUCTURA.

FIGURA 2: BOP.

ii.

La torre de perforación.

La torre de perforación o mástil.- Las torres convencionales son unas pirámides de cuatro lados construidas en acero estructural y pueden ser portátiles o fijas. Las fijas están en desuso y las portátiles se conocen como mástil. Torre.- se han utilizado para perforar pozos en tierra pero actualmente es más común en localizaciones costa afuera.la torre es más grande que el mástil y es erguida o desmantelada pieza por pieza. El piso de perforación entero está debajo de la torre, lo que provee un área de trabajo grande. Mástil.- el mástil ha reemplazado a la torre de perforación en la mayoría de los equipos de tierra debido a su mayor portabilidad. Es una estructura de acero con capacidad para soportar todas las cargas verticales, cargas excedentes y el empuje por la acción del viento. La longitud de estos varía de 24 a 57 (m) y soportan cargas estáticas de 125 a 1,500 (tons). El mástil es más delgado, generalmente montado hacia la rampa, por lo que solo cubre una parte del piso de perforación. Las características de las tomes de perforación varían en altura, capacidad de carga, y resistencia a las cargas por viento. 

Altura: varía desde 66 pies. Es un indicador de la capacidad de manejar

lingadas o parejas. Las lingadas o parejas generalmente se les dice dobles si contienen 2 tramos de TP y triples si contienen 3 tramos de TP. Los dobles son de aproximadamente 60 pies y los triples de aproximadamente 90 pies. Algunos de los equipos de última generación pueden manejar Iingadas de 4 tramos o "cuadruples" de hasta 135 pies de largo. 

Capacidad de Carga: Las Torres y los mástiles están clasificados en términos

de la capacidad de carga vertical que pueden suspender. Esta clasificación se llama "Capacidad del Equipo" es el peso total que puede soportar según el diseño. Los equipos son clasificados en “ligeros, medianos pesados o extra pesados” de acuerdo a esta capacidad. 

Capacidad de Carga de Viento: Las Torres y los mástiles están clasificados por

su capacidad de soportar vientos laterales mientras trabajan a carga máxima. Esta

clasificación se le lama "Capacidad de Carga al Viento" y la mayoría de los equipos soportan vientos entre 100 y 130 millas por hora.

FIGURA 3: TORRE Y MASTIL DE PERFORACION.

iii.

El piso de perforación.

El piso de perforación se encuentra sobre el marco de la subestructura y provee a la plataforma de trabajo para la mayoría de las operaciones de perforación y soporte al equipo y herramientas requeridas. Los principales equipos que se encuentran en la mesa rotatoria son:  Mesa rotatoria: Se trata de una maquinaria sumamente fuerte y resistente que hace girar el cuadrante y a través de este a la sarta de perforación y la mecha. Funciona por intermedio de un buje de transmisión, el cual transmite el momento de torsión (torque) e imparte el movimiento giratorio a la sarta. Retiene a las cuñas que soportan el peso de toda la sarta de perforación cuando no está soportada por el gancho y los elevadores.

 En el orificio central de la mesa rotatoria encaja un tubo cuadrado o hexagonal que va unido a la sarta de tubería llamado la Kelly, que es el responsable de transmitir el movimiento rotacional de la mesa a la sarta de perforación.  El malacate: Parte principal del sistema de izaje.  El sistema de rotación: transmite la potencia desde el malacate hasta la mesa rotatoria.  Llaves de Potencia: Permiten desenroscarla tubería de perforación en el momento de hacer un viaje, ejerciendo fuerza sobre la tubería. Igualmente, al meterla sarta de perforación se invierte el proceso y se procede a enroscarlas uniones.  Llave hidráulica: Las llaves hidráulicas son herramientas que son usadas para enroscar, desenroscar y dar el torque necesario, principalmente a tuberías de perforación y HWDP.  Funda del Kelly / flecha: Hoyo recubierto donde se coloca el Kelly mientras se hace un viaje.  Cuñas: Conjunto de piezas flexibles, cuyas superficies interiores son curvas y dentadas, durante el viaje de tubería, la sarta de perforación se sostiene alternativamente por el bloque viajero y las cuñas, las cuales se introducen en la abertura cónica en el centro de la mesa rotaria y rodean la tubería de perforación, sujetándola por fricción y mordedura.  La casa de perro: cuarto pequeño usado como oficina del perforador y como almacén para las cosas pequeñas, localizado al lado del piso del equipo y cercano a la estación del perforador.  Encuelladero.- Plataforma de trabajo ubicada al lado de la torre, donde el enganchador coloca los tiros de tuberías y barras durante la sacada y metida de tuberías del hoyo (viajes), tiene una altura aproximada de 80 y 90 pies.  Corona.- Medio por el cual se transmite el peso de la sarta de perforación en la torre. En la parte superior de la torre se encuentra una serie de poleas que forman el bloque corona o bloque fijo, el cual sostiene al bloque viajero.  Consola del perforador.- Está ubicada en el piso del taladro, cerca del malacate, esta provee al perforador una visión general de los que pasa en los componentes del sistema.

B.

El equipo de Izaje. FIGURA 4: EQUIPO DE IZAJE.



El malacate: Es el elemento que utiliza la energía del sistema de potencia para

aplicarle una fuerza al cable de perforación. Está provisto de un sistema de frenos para controlar las altas cargas y un sistema de enfriamiento para disipar el calor generado por la fricción en las balatas. El tambor del malacate tiene un ranurado (lebus) para acomodar el cable de perforación. Componentes: Tambor principal.- Es el que transmite la fuerza al cable de perforación y realiza la acción de subir o bajar la polea viajera.

Cabrestante.- Son tambores colocados a ambos lados del malacate y son usados para realizar operaciones rutinarias. Frenos.- Son unidades importantes ya que de ellos depende parar el movimiento. El freno principal de un malacate es mecánico del tipo de fricción (tambor o disco). Para reducir el calor generado por los frenos de fricción se utilizan frenos auxiliares que ejecutan una gran parte de la acción de frenar. Embrague.- Se usa para acoplar mecánicamente el tambor elevador con la fuerza transmitida.  FIGURA 5: MALACATE.

Es uno de los componentes más importantes del sistema de izaje. Sus funciones principales son: Realizar las operaciones de levantamiento o bajado de la sarta de perforación en el pozo, más conocidas como viaje de tubería. Transmitir potencia al carrete montado sobre su eje para apretar o aflojar las diferentes secciones de la sarta de perforación. Sistema de frenos: Constituido por un freno mecánico principal y uno auxiliar que pueden ser hidráulicos o eléctricos, usados para mover lentamente o para detener la guaya de perforación. Posee un sistema de seguridad del bloque viajero llamado Crown-o-Matic.

Los componentes encima del piso de perforación.- son los conectores o enlaces con el sistema de Izaje. 

Bloque corona (proporciona soporte necesario para que todo el sistema de

izaje pueda trabajar) : Es un arreglo de poleas montado en vigas, en el tope de la torre de perforación, donde se pasa el cable de perforación en forma alternada, arriba en él mismo y abajo en el polea viajera, para que el sistema de levantamiento sea operacional. Su función es la de proporcionar los medios de soporte para suspender la sarta en el pozo o colocarla a una elevación conveniente durante las operaciones de perforación sobre el piso de la torre.  

Bloque viajero: Arreglo de poleas que se enlaza o conecta al bloque de corona

con el cable de perforación convenientemente enhebrado. Esto permite que el bloque se desplace hacia arriba o hacia abajo del piso de perforación. El bloque viajero permite bajar o levantar la sarta de perforación, proporciona los medios de soporte para suspender las herramientas. El número de veces que se pasa el cable de perforación por las poleas del bloque se le lama "cuerda" o línea. El número de poleas requerido en el bloque corona es uno más que el número que se van a enhebrar. Esta polea adicional es para la línea muerta que estará siempre anclada a la base de la subestructura. FIGURA 6: BLOQUE CORONA.

FIGURA 7: BLOQUE VIAJERO.



Corrida de cable.- cuando se quita un tramo de cable, para esto se utiliza una

herramienta que sujeta 2 extremos evitando el movimiento de estos cables. 

El gancho: Herramienta localizada debajo del bloque viajero al cual va unido y

del cual está suspendida la unión giratoria, el cuadrante y la sarta de perforación durante las operaciones de perforación. Sostiene al Elevador durante el ascenso y descenso de la tubería o sarta. Están diseñados de acuerdo al peso máximo que puedan levantar, varía entre 50 y más de 600 toneladas. FIGURA 8: GANCHO.

El

elevador:

Los

elevadores

son

abrazaderas o grapas para trabajo extra pesado que sujetan la TP y los lastra barrenas para que puedan ser introducidos en el hoyo o sacados fuera del hoyo. Hay dos tipos básicos de Elevadores: tipo cuello de botella son utilizados para tubería de perforación. De diseño cónico para acomodar el acople de la tubería que tiene una pendiente de aproximadamente y de tipo hombro recto utilizados para tubería de revestimiento y algunas lastra barrenas. Ancla.- Elemento o punto de sujeción para evitar un desplazamiento del cable que no sea malacate. C.

El cable de perforación.

Cable metálico hecho exteriormente de acero mejorado, unido entre sí por rotación. Su función es resistirla fuerza o peso de la sarta durante las operaciones de sacada y metida de tubería. Tiene un diámetro variable entre 1 pulgada a 1 3/4 de pulgada y esta enrollado en grandes carretos o tambores. Uno de sus extremos va enrollado al

tambor del malacate y el otro llamado línea muerta va conectado al tambor de reserva. Su rendimiento se mide en Ton /Milla. La confección, consiste en armar alambres de menor diámetro en madejas que luego se entrelazan en una especie de trenzas, envueltas en forma de espiral alrededor de un alma.

FIGURA 9: CABLE DE PERFORACION.

TORONES.

Los Torones de un cable de acero, están

formados por un determinado número de alambres enrollados helicoidalmente alrededor de un alambre central y dispuesto en una o más capas. A cada número y disposición de los alambres se les llama CONSTRUCCION y que son fabricados generalmente según el concepto moderno, en una sola operación con todos los alambres torcidos en el mismo sentido, conjuntamente en una forma paralela. En esta manera se evitan cruces y roces de los alambres en las capas interiores, que debilitan el cable y reducen su vida útil y puede fallar sin previo aviso. Las principales construcciones de los torones, se pueden clasificar en tres grupos:  Grupo 7: Incluyen construcciones que tienen desde 3 a 14 alambres.  Grupo 19: Incluyen construcciones que tienen desde 15 a 26 alambres.  Grupo 37: Incluyen construcciones que tienen desde 27 a 49 alambres.

El torón según el requerimiento del cable final, puede ser torcido a la derecha o a la izquierda. ALMAS. El Alma es el eje central o núcleo de un cable, alrededor del cual van colocados los torones. Su función es servir como base del cable, conservando su redondez, soportando la presión de los torones y manteniendo las distancias o espacios correctos entre ellos. Hay dos tipos principales de Almas: 1. Fibra (naturales y sintéticas) 2. Acero (de torón o independiente) a) Alma de Fibras Naturales.- Estas pueden ser "Sisal" o "Manila", que son fibras largas y duras. Existen también de "Yute", "Cáñamo" o "Algodón", pero no se recomiendan por ser blandas y se descomponen rápidamente, pero sí está permitido usar estas fibras como un relleno en ciertas aplicaciones y construcciones. En general las Almas de Fibras Naturales se usan en cables de ingeniería (Ascensores y cables de izaje de minas), porque amortiguan las cargas y descargas por aceleraciones o frenadas bruscas. Se recomienda no usar en ambientes húmedos y/o altas temperaturas (sobre 80ºC). b) Alma de Fibras Sintéticas.- Se han probado varias fibras sintéticas, pero lo más satisfactorio hasta hoy día es el "Polipropileno". Este material tiene características físicas muy similares a "Manila" o "Sisal", y tiene una resistencia muy superior a la descomposición provocada por la salinidad. Su única desventaja es ser un material muy abrasivo entre sí, por lo tanto, tiende a perder su consistencia si está sujeto a muchos ciclos de operación sobre poleas con mucha tensión. Por esta razón un alma de "Polipropileno" no es recomendable en cables para uso en ascensores o piques de minas. Generalmente se usa en cables galvanizados para pesca y faenas marítimas, dando en estas actividades excelentes resultados. No debe emplearse en ambientes de altas temperaturas.

c) Alma de Acero de Torón Un cable con un alma de Torón es un cable donde el alma está formada por un solo Torón, cuya construcción generalmente es la misma que los torones exteriores del cable. Principalmente, esta configuración corresponde a cables cuyo diámetro es inferior a 9.5 mm (3/8"). d) Alma de Acero Independiente. Esta es en realidad otro cable de acero en el núcleo o centro del cable y generalmente su construcción es de 7 torones con 7 alambres cada uno (7x7). Un cable de acero con un Alma de Acero de Torón o Independiente, tiene una resistencia a la tracción y al aplastamiento superior a un cable con alma de fibra, pero tiene una menor elasticidad. Se recomienda el uso de cables con Alma de Acero, donde hay altas temperaturas (superiores a 80ºC) como en hornos de fundición o donde existan altas presiones sobre el cable, como por ejemplo en los equipos de perforación petrolera, palas o dragas mecánicas. e) Alma de Acero Plastificad. Últimamente se ha desarrollado Alma de Acero Plastificada, cuya característica principal radica en eliminar el roce entre los alambres del alma con los alambres del torón del cable (su uso principal está en los cables compactados). CABLES. Como se ha dicho, el cable es el producto final y se identifica por el número de torones y el número de alambres de cada torón, su tipo de alma y si son negros o galvanizados. Los principales grupos de cables son:

FIGURA 10: GRUPOS.

 Grupo 6x7 (con 3 a 14 alambres por torón) Aunque hay varias alternativas en esta serie

la

más

común es donde

cada uno de los

seis torones que

forman el cable,

está

de

hilera

una

sola

construido de

alambres

colocado

alrededor de un

alambre central.

Debido a que el

número

alambres

(7)

que

torón

es

reducido,

nos

encontramos

con

una

construcción de

cable

por

gruesos que son

alambres

de

forman

el

armado

muy resistentes a la abrasión, pero no recomendable para aplicaciones donde requiere flexibilidad. Diámetro mínimo de poleas y tambores. 42 veces el diámetro del cable.  Grupo 6X19 (Con 15 a 26 Alambres por Torón) Existen varias combinaciones y construcciones de cables en este grupo, los torones se construyen usando de 15 hasta 26 alambres, lo que facilita la selección del cable más adecuado para un trabajo determinado. Anteriormente, la construcción más en uso en cables mayores a 8 mm. de diámetro era la construcción 6x 19 Filler (12/6F/6/1), conocido también como 6x25 por tener la ventaja de tener un nivel de resistencia a la abrasión y aplastamiento aceptable, pero también suficiente flexibilidad para trabajar en poleas o tambores que no tengan un diámetro muy reducido en relación al diámetro del cable. La construcción 6 x 19 Filler está formada por seis torones de 25 alambres cada uno que están integrados por dos capas de alambres principales colocados alrededor de un alambre central, con el doble de alambres en la capa exterior (12) a los que tienen la capa interior (6). Entre estas dos capas se colocan 6 alambres más delgados, como relleno (Filler) para darle la posición adecuada a los alambres de la capa exterior. Diámetro mínimo de poleas y tambores: 26 veces el diámetro del cable. Con el pasar del tiempo ha surgido otra construcción que está reemplazando el diseño anterior debido a que se ha demostrado que este nuevo diseño ofrece un mayor rendimiento y utilidad para los usuarios. La construcción 6 x 26 está formada por seis torones con 26 alambres cada uno, que están integrados por tres capas de alambres colocados alrededor de un alambre central En la capa exterior hay 10 alambres la capa intermedia hay 5 alambres de un diámetro y 5 alambres de un diámetro interior puestos en una manera alternada y la capa interior también tiene 5 alambres puestos sobre un alambre central.

Aunque esta construcción tiene una flexibilidad un poco menor que la construcción antigua (6 x 25), la construcción 6 x 26 tiene una sección de acero más sólida y alambres exteriores más gruesos, por lo tanto, tiene una mayor resistencia a la compresión y a la abrasión. Diámetro mínimo de poleas y tambores. 30 veces el diámetro del cable. En este grupo hay una tercera construcción que tiene un alto volumen de consumo en trabajos bien definidos y ésta se llama 6x19 Seale. Esta construcción está formada por 6 torones de 19 alambres cada uno, que están integrados por dos capas de alambres del mismo número (9), colocados alrededor de un alambre central. En este caso, los alambres de la capa exterior son más gruesos que los alambres de la hilera interno, con el objeto de darle una mayor resistencia a la abrasión, pero su flexibilidad es menor que los 6 x 26, aunque no son tan rígidos como la construcción 6 x 7. Diámetro mínimo de poleas y tambores. 34 veces el diámetro del cable.  Grupo 6 x 37 (Con 27 a 49 Alambres por Torón) Las construcciones de este equipo son más flexibles que las de los grupos 6 x 7 y 6 x 19, debido a que tienen un mayor número de alambres por torón. Este tipo de cables se utiliza cuando se requiere mucha flexibilidad. No se recomiendan cuando son sometidos a una abrasión severa, porque el diámetro de sus alambres externos es pequeño. En este grupo la construcción 6 x 37 es generalmente encontrada en cables con diámetros menores a 9 mm. En diámetros superiores a 8 mm los cables son fabricados con el concepto moderno con todos los alambres torcidos conjuntamente en una forma paralela en cada torón, evitando roce interno y logrando una mayor vida útil. Como existen varias construcciones en este grupo, se presentan las de mayor uso y sus rangos de diámetros para obtener el óptimo rendimiento. Diámetro mínimo de poleas y tambores. 23 veces el diámetro del cable.

 Grupo 8 x 19 Además de los grupos antes señalados, es conveniente mencionar las series 8 x 19 que están fabricados con 8 torones alrededor de un alma (generalmente de fibra). Al utilizar 8 torones en vez de 6, hace que el cable sea más flexible, pero debido a que este tipo de cable tiene un alma más grande que los cables de 6 torones, lo hace menos resistente al aplastamiento. Existen construcciones en esta serie tanto con almas de fibra, almas de acero y almas de acero plastificadas para usos bien especificados sobre los cuales hay antecedentes más adelante. TORCIDO DE LOS CABLES.- Los cables generalmente se fabrican en torcido REGULAR y torcido LANG, en los cables con torcido REGULAR, los alambres del torón están torcidos en dirección opuesta a la dirección de los torones en el cable. Los alambres y los torones en un cable torcido LANG están torcidos en la misma dirección de los torones en el cable. FIGURA 11: TORCIDO DE CABLE.

Los cables con torcido LANG, son ligeramente más flexibles y muy resistentes a la abrasión y fatiga, pero tienen el inconveniente de tener tendencia a destorcerse por lo que únicamente deberán utilizarse en aquellas aplicaciones en que ambos extremos del cable estén fijos y no le permitan girar sobre sí mismos. Los cables con torcido REGULAR son más fáciles de manejar, son menos susceptibles a la formación de "cocas" y son más resistentes al aplastamiento y destorsión. Presentan menos tendencia a destorcerse al aplicarles cargas aunque no tengan fijos ambos extremos.

Los cables pueden fabricarse en TORCIDO DERECHO o IZQUIERDO, tanto en el torcido REGULAR como en el LANG. En la mayoría de los casos, no afecta el que se use un cable con TORCIDO DERECHO o IZQUIERDO. Los cables con TORCIDO DERECHO se conocen como los de "fabricación normal", por lo tanto, son los que se utilizan en la mayoría de las aplicaciones. Sin embargo, existen aplicaciones en que los cables con TORCIDO IZQUIERDO proporcionan ciertas ventajas, como en el caso de las máquinas perforadoras de percusión, al tender a apretar las roscas de los aparejos. SELECCIÓN DEL CABLE APROPIADO. La clave del problema de la selección del cable más indicado para cada trabajo está en equilibrar correctamente los siguientes factores principales: 1. Carga de rotura (Resistencia). 2. Resistencia a las Flexiones y Vibraciones (FATIGA). 3. Resistencia a la Abrasión. 4. Resistencia al Aplastamiento. 5. Resistencia de Reserva. 6. Exposición a la corrosión. Muy pocas veces es posible seleccionar un cable que cumpla al máximo con los requerimientos de resistencia a la Abrasión y Aplastamiento, y posea también la máxima resistencia a la Fatiga. En general, se debe privilegiar las características más sensibles a la operación que se deba realizar a cambio de una disminución relativa en aquellas características menos relevantes para el fin predeterminado. 1.

RESISTENCIA

Carga de Rotura El primer paso consiste en determinar la máxima carga que el cable deberá soportar, teniendo en cuenta no sólo la carga estática, sino también las cargas causadas por arranques y paradas repentinas, cargas de impacto, altas velocidades, fricción en poleas, etc. Por razones de seguridad se recomienda normalmente multiplicar, la carga de trabajo por un factor, indicado en la tabla de factor de seguridad.

2.

FATIGA

Resistencia a las Flexiones y Vibraciones. Si un trozo de alambre se dobla varias veces, eventualmente se romperá; esto es debido al fenómeno llamado "Fatiga de Flexión". Este mismo fenómeno tiene lugar siempre que un cable de acero se dobla alrededor de poleas, tambores o rodillos. A menor radio de curvatura mayor es la acción de la fatiga. Los aumentos de la velocidad de operación y las flexiones en sentidos contrarios también aumentan este efecto. El mismo fenómeno es producido por vibraciones en cualquier parte del cable. La fatiga se reduce si las poleas o tambores tienen al menos los diámetros mínimos aceptables para cada tipo de cable. 3.

ABRASION

La abrasión es quizás el enemigo más común y destructivo del cable de acero. Se produce siempre que el cable roza o es arrastrado contra cualquier material. Este roce debilita el cable al producir desgaste en los alambres exteriores. Como en el caso de la fatiga, el mejor remedio para el desgaste excesivo es utilizar la construcción más apropiada. Como regla general, a menor número de alambres y mayor diámetro de ellos, mayor es la resistencia al desgaste abrasivo. No siempre es necesario cambiar el tipo de cable utilizado pues muchos casos de desgaste anormal son producidos por defectos en el equipo. Por ejemplo, poleas mal alineadas o desgastadas, o enrollado incorrecto y otras condiciones irregulares que describiremos al tratar sobre el uso del cable. 4.

APLASTAMIENTO

El cable puede ser Aplastado por fuerzas exteriores en algunas ocasiones, pero lo más común es el Aplastamiento debido a la operación con cargas excesivas y también al uso de tambores lisos o con ranuras que no den el apoyo suficiente al cable. También, el Aplastamiento es frecuente en los casos de enrollado en varias capas, en los puntos en que el cable se apoya sobre sí mismo. Si la carga no puede ser disminuida o los tambores no pueden ser sustituidos por piezas más apropiadas para estas condiciones, debe recurrirse a cambiar el cable por uno de construcción más adecuada para resistir los efectos del aplastamiento.

Si se está usando un cable con alma de fibra debe ser sustituido por uno con alma de acero, ya que ésta da mayor soporte a los torones e impide su deformación. Los cables de torcido REGULAR, son también más resistentes al aplastamiento que los de torcido LANG. 5.

RESISTENCIA DE RESERVA

La Resistencia de Reserva de un cable equivale a la resistencia combinada de todos sus alambres, excepto aquellos de las capas exteriores de los torones. A mayor número de alambres mayor es la Resistencia de Reserva, ya que al disminuir el diámetro de los alambres exteriores, mayor sección metálica estará concentrada en las capas internas del torón. La Resistencia de Reserva tiene mayor importancia en los casos en que la rotura de un cable puede ocasionar accidentes de importancia. En estos casos es recomendable la inspección frecuente por técnicos competentes y una selección del cable que se base fundamentalmente en este factor. 6.

EXPOSICION A LA CORROSION

Los cables generalmente están instalados al aire libre: por lo tanto, obra sobre la acción corrosiva de la atmósfera. Un engrasado periódico evita, en parte, la oxidación; pero hay casos en que la corrosión es muy activa, y entonces se debe recurrir, para proteger los cables, a recubrimientos protectores, constituidos generalmente de zinc. La corrosión disminuye la sección metálica de los cables y al extenderse aquélla lesiona los alambres, con lo cual se reduce la resistencia, capacidad contra la abrasión, elasticidad y flexibilidad de los cables. El galvanizado de los alambres proporciona a éstos una mayor resistencia a la corrosión, pero aminora las características mecánicas del material, haciéndole perder un 10% de su resistencia y un 15% de su flexibilidad. En instalaciones fijas o en servicios de funcionamiento poco frecuente los cables galvanizados resultan mejores que los cables sin galvanizar, pero si el trabajo del cable es continuo la acción abrasiva destruye la capa protectora de zinc y se pierde la ventaja de tal protección.

En general, la mejor solución del problema es proteger los cables mediante un engrasado cuidadoso, realizado periódicamente, porque recurrir a los aceros inoxidables o a los bronces son soluciones que no satisfacen: la primera por su costo y la segunda por la poca resistencia del material. Por consiguiente, para contrarrestar la corrosión de los cables se deben emplear estructuras con alambres gruesos, cuyos diámetros serán limitados por la flexibilidad que imponga el cable, y se realizará un engrasado cuidadoso y regular. Si la corrosión fuera muy activa, entonces se debe recurrir al galvanizado de los alambres del cable. FACTOR DE SEGURIDAD. El factor de seguridad de un cable de acero es la relación entre la resistencia a la ruptura mínima garantizada del cable y la carga o fuerza de trabajo a la cual está sujeta. No es posible detallar el factor de seguridad para todas las aplicaciones, porque también hay que considerar el ambiente y circunstancias en el área de trabajo, pero en la siguiente tabla se observa una guía general para la selección del correspondiente factor. TABLA 1: FACTOR SE SEGURIDAD

Hay que tomar en cuenta que es necesario aumentar el factor de seguridad cuando hay vidas en juego, donde hay un ambiente muy corrosivo o donde una inspección frecuente es difícil de llevar a cabo. EJEMPLOS TIPICOS DE DETERIORACION DE CABLES DE ACERO.

A continuación se mencionan las razones más comunes de la deterioración del cable de acero: 1. Daño mecánico debido al movimiento del cable con tensión. 2. Desgaste localizado debido a abrasión con una estructura de soporte. Vibración de un cable entre el tambor y la polea principal de izaje. 3. Vía angosta de desgaste resultando en abrasión y fracturas por fatiga causada por un cable trabajando sobre una polea con canaleta sobre dimensionada o corriendo sobre poleas chicas de apoyo. 4. Dos vías paralelas de alambres quebrados indicando una polea con una canaleta con diámetro insuficiente. 5. Desgaste severo asociado con presión excesiva sobre una polea con aparición del alma de fibra. 6. Desgaste severo en un cable de torcido LANG causado por abrasión en los puntos de cruce en un tambor con varias de cable 7. Corrosión severa debido a inmersión del cable en agua tratada químicamente. 8. Corrosión interna aguda aunque la superficie externa no muestra evidencia de deterioro. La falta de espacio entre los torones indica descomposición del alma de fibra. 9. Rotura del alambre como resultado de fatiga 10. Roturas de alambre entre los torones con muestra de soporte insuficiente del alma. 11. Roturas en el alma de acero como resultado de tensión excesiva. 12. Deformación del interior de los cordones debido a un desequilibrio en el torque durante su uso (tirones o golpes). 13. Desgaste localizado y deformación debido a una coca previa en el cable. 14. Salida el alma de acero debido a tirones o golpes.

15. Un desgaste severo exterior y corrosión interna severa. Tensión excesiva, abrasión y corrosión. 16. Un cable anti - giratorio con “jaula de pájaros” debido a un desequilibrio en el torque. Esta acumulación se puede encontrar en las puntas de anclaje del cable.

ANTECENDENTES NECESARIOS PARA SOLICITAR UN CABLE DE ACERO. Un cable de acero es como una máquina y por lo tanto al hacer un pedido deberán tomarse en cuenta las siguientes especificaciones: 1. Largo requerido 2. Diámetro (medido entre torones opuestos). 3. Número de torones. 4. Número de alambres por torón. 5. Configuración de los alambres. 6. Tipo de centro o alma (fibra natural, sintético o acero). 7. Calidad del acero de los alambres (Arado Mejorado, etc.). 8. Preformado o Sin Preformar. 9. Recubrimiento de los alambres (Galvanizados o no). 10. Tipo de torcido (REGULAR o LANG). 11. Dirección del torcido a la Derecha o a la Izquierda. 12. Aplicación del cable y función. RECOMENDACIONES: TABLA 2: ADVERTENCIA.

MOVIMIENTO DE BOBINAS CON EL AUTO ELEVADOR

MANIPULEO DEL CABLE DE ACERO

LA TONELADA MILLA.  Como no se puede usar un cable hasta que se destruye, se requiere un método para determinar cuándo hay que cambiarlo.  Para estimar el servicio útil de un cable es el uso de la “Tonelada – Milla” del mismo (1 milla = 1.6km).  La “Tonelada milla” se refiere al levantamiento de un peso de una tonelada corta (2000 lb) a la distancia de una milla (1.6 km, 5280 pies).  Para establecer el número de toneladas millas de trabajo es necesario cuantificar el ciclo de operaciones que comprende la perforación de una distancia equivalente a la longitud del vástago, o un tiro de tubería de perforación.  Por lo tanto el trabajo realizado se analiza al realizar un viaje completo.

 Un viaje completo es la operación sacar toda la columna de perforación hasta la superficie desde una profundidad cualquiera y volver nuevamente a bajar la columna hasta la misma profundidad de la cual fue sacada

CALCULO DE LA TONELADA MILLA.  Analizaremos el trabajo realizado por el cable de perforación para las diversas operaciones ejercidas como ser:

1. Viaje completo TM vc =

D H∗( Ldp + D H )∗W m + 4∗D H∗( W ap+ 0.5∗C ) 10560000

Donde: TM vc = tonelada milla por un viaje completo (ton - milla). D H = profundidad toral del pozo (ft). Ldp = longitud de un tiro del drill pipe (ft). W m = peso unitario del drill pipe corregido por le factor de flotacion (lb/ft). W ap = peso total del aparejo (lb). C = peso del conjunto del drill collars Y HWDP; corregidos por el factor de flotacion (lb). Factor de flotacion: ff =1−0.015∗ρ Donde: ρ = Densidad del fluido de perforacion (LPG). Calculo del peso corregido del drill pipe: W m =W dp∗ff Donde:

W dp = peso unitario del drill pipe (lb/ft).

Calculo del peso corregido del drill collars y HWDP: C=C c∗ff Donde: C c =Ldc∗( W dc −W dp )+ Lhw∗( W hw −W dp ) W dc = peso unitario del drill collars (lb/ft). W hw = peso unitario del HWDP (lb/ft). Ldc = longitud total de los drill collars (ft). Lhw = longitud total del HWDP (ft).

2. Operación de Perforación: TM op=3∗TM vc → D −TM vc → D 2

1

Viajes Cortos TM cc =TM vc → D −TM vc → D bit

zap

Coronéo TM oc =2∗(TM vc → D −TM vc → D ) 2

1

Bajada de cañería de revestimiento 1 TM cr = ∗TM vc→ D 2

cs

3. Operaciones de pesca: 1 Dlibre ( L+ Dlibre )∗W m + 4∗Dlibre∗( M +0.5∗C ) TM LH = ∗ 2 10560000

[ [ [

1 Dlibre ( L+ Dlibre )∗W m +4∗Dlibre∗( M +0.5∗C ) TM BP= ∗ 2 10560000

] ]

1 D pescad . ( L+ D pescad . )∗W m+ 4∗D pesacd .∗( M +0.5∗C ) TM LP = ∗ 2 10560000

TM OP=TM LH + TM BP + TM LP

]

2.4.

SISTEMA DE ROTACION.

2.4.1. Descripción del Sistema de Rotación. El sistema de rotación es uno de los componentes más importantes en el equipo de perforación. Su función principal es hacer rotar la sarta de perforación y la barrena. El sistema de rotación tiene tres sub-componentes principales: 1. La mesa rotaria y/o el top drive 2. La Sarta de Perforación 3. La Barrena La Mesa Rotaria La mesa rotaria se encuentra en el piso de perforación sobre el pozo.

Para rotar la sarta de perforación se utiliza la mesa rotaria, el buje principal y el buje de la flecha. Desde el gancho, la unión giratoria y la flecha se encuentran enroscadas en la tubería de perforación.

La mesa rotaria no puede hacer girar la flecha directamente. El buje principal y el buje de la flecha transfieren la rotación de la mesa a la flecha. Para soportar la sarta de perforación mientras se agregan o remueven secciones de tubería de perforación con la ayuda de las llaves de fuerza, se utilizan la mesa rotaria, el buje principal y las cuñas. Se pueden cambiar los insertos para acomodar diferentes tamaños de tubería. El Top Drive El sistema del Top Drive, o TDS, reemplaza la mesa rotaria, la flecha y la unión giratoria. Está colgado del gancho en el bloque viajero. Un motor para trabajo pesado montado en él Top Drive provee la potencia necesaria. La lingada superior se enrosca directamente al Top Drive. El Top Drive hace rotar la sarta de perforación y la barrena directamente. Esto elimina la necesidad de una mesa rotaria giratoria y la flecha. Debido a su diseño el Top Drive sirve para agilizar las operaciones de perforación.

¿Qué es la sarta de perforación? La sarta de perforación es una columna de tubos de acero, de fabricación y especificaciones especiales, en cuyo extremo inferior va enroscada la columna de los lastra barrenas, y en el extremo de ésta está enroscada la barrena, pieza que corta los estratos geológicos para hacer el hoyo que llegará al yacimiento petrolífero. La sarta de perforación está compuesta de tubería de perforación y una tubería de pared gruesa llamada o lastra barrena. Cabe mencionar que las tuberías por las que

está compuesta la sarta de perforación, tienen características especiales para soportar esfuerzos de tensión, colapso y torsión. La sarta de perforación conecta los sistemas de superficie con la barrena de perforación. Funciones de la Sarta de Perforación La sarta de perforación es el enlace mecánico que conecta a la barrena de perforación que está en el fondo con el sistema de impulsión rotario que está en la superficie. La sarta de perforación sirve para las siguientes funciones: i.

Transmitir rotación a la barrena.

ii.

Transmitir y soportar cargas axiales

iii.

Transmitir y soportar cargas de torsión. a. REQUIERE DISEÑO MECANICO

iv.

Colocar el peso sobre la barrena para perforar. a. REQUIERE DISEÑO DIRECCIONAL

v.

Guiar y controlar la trayectoria del pozo. a. REQUIERE DISEÑO HIDRAULICO

vi.

Permitir la circulación de fluidos para limpiar el pozo y enfriar la barrena.

Las tres últimas funciones requieren de un diseño diferente debido al trabajo que realizan. Diseño Mecánico.- Se cubre al final, describe las limitaciones de la tubería de perforación y de los collares (drill collars) a los esfuerzos de: o Tensión o Sobre-Tensión Permisible o Estallido o Colapso o Torsión o Pandeo

Diseño Direccional.- Es cubierto primero, describe la tendencia de la sarta de perforación a causar la desviación del hoyo hacia una predeterminada dirección. Perforaciones horizontales y direccionales. Diseño Hidráulico.- Describe la influencia que tiene la geometría interna y externa de la sarta sobre las pérdidas friccionales en un sistema circulante de fluidos. El análisis recomienda el uso de TP de 5 ½” o 6-5/8” para pozos ultra profundos y la conexión de la TP con la espiga hacia arriba para mejorar la hidráulica en la perforación de pozos someros. Componentes de la sarta de perforación: Portamechas

Tubería pesada

Tubería de perforación

1. Lastrabarrenas (drill collars, collares, botellas, o portamechas) Son barras de acero huecas utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación y dar peso a la barrena durante las operaciones de perforación. También son conocidas como Drill Collars. Caracterisitcas de lastrabarrenas Actualmente se tienen en uso dos tipos de lastrabarrenas:

1) Acabado de fábrica (liso).  Este acabado se denomina convencional, ya que trae la forma tal y como sale de la fábrica, satisface todos los requisitos nominales.

2) Diseño de espiral.  Reduce el área de contacto entre las lastrabarrenas y la pared del pozo, evitando con esto pegaduras por presión diferencial en agujero abierto.

Los collares o lastrabarrenas tienen las siguientes funciones en la sarta de perforación: 

Protegen la Sarta de perforación de Doblamiento y la Torsión.



Controlan la dirección y la inclinación de los pozos.



Proporcionar peso para la broca.



Para perforar pozos rectos y pozos verticales.



Reducen las “patas de perro”, asientos de llave y salientes.



Aseguran que la sarta de revestimiento sea bajada exitosamente.



Mejoran el desempeño de la barrena.



Reducen la perforación irregular, tubería pegada y brincos.



Como herramientas de pesca, para pruebas de formación y en operaciones de terminación del pozo.

Desplazamiento y capacidad del lastrabarrenas: Desplazamiento: es el volumen que desplaza un metal, de acuerdo a su libraje, al ser introducido en un líquido. Capacidad: es el volumen interior que ocupa un fluido en un metro. Manejo de lastrabarrenas  Al deslizar o levantar lastrabarrenas en la rampa, procure efectuar la maniobra con los protectores adecuados.  Lavar las conexiones lo mejor posible.  Aplicar la cantidad normal de grasa para la herramienta.  Al efectuar una conexión introduzca el piñón en la caja lentamente dando vueltas al lastrabarrena para no golpear las rocas y asientos.  No rolar con la cadena el lastra barrena para efectuar el enrosque, esta operación se efectúa con llave cadena o llave rotatoria.  Cuando se trate de lastrabarrenas nuevas, efectúe un apriete ligero sin llegar al normal, afloje y vuelva a apretar, pero ahora sí con los torques requeridos.  Tratándose de lastrabarrenas usadas, efectúe el apriete normal.

Análisis de problemas más comunes en el campo y sus medidas preventivas: i.

Caja degollada por fatiga.- Esto sucede en los lastrabarrenas cuando llevan acumuladas excesivas horas de rotación. Por estadísticas de campo se determinó que, en zonas de alta dureza en la formación, se deberá cambiar el aparejo de fondo cada 250 horas de rotación para enviarse a su inspección. También se determinó que para zonas semiduras (costa del golfo) cambiar el aparejo de fondo cada 350 horas de rotación.

ii.

Lavado de juntas por presión.- Uno de los problemas más frecuentes es el apriete o torque inadecuado. Utilice las torques recomendadas en las tablas API.

iii.

Tubo dañado en el área de cuñas.- Este problema se ocasiona cuando se introducen las cuñas antes de que la sarta de perforación este frenada al

momento de estar metiendo tubulares, estos golpes fuertes en el área de cuñas debilitan con mucha rapidez la vida útil del tubo ocasionado accidentes de riesgo tanto para el pozo como para el personal. iv.

Caja abocinada por exceso de torsión.- Una de las causas principales y muy comunes es, cuando se está repasando por cambio de estabilizadores. No es lo mismo perforar que repasar, al repasar se deberá de emplear el mínimo peso y mínima torsión, ya que es frecuente que la sarta se acuñe al utilizar pesos excesivos, ocasionándose una fuerte torsión en la que el piñón se continuará reapretándose hasta rajar la caja del tubo, abocinándose esta y quedando como pez. La recuperación de este pez se torna difícil si no se puede traer con un machuelo de agarre corto (Pin Tap), ya que se tendrá que moler la caja para efectuar la pesca en el cuerpo del tubo.

v.

Piñón fracturado por exceso de torque.- Esto sucede en la mesa rotaria cuando se están metiendo tubulares al pozo, debido a que el torquimetro o dinamómetro se encuentran descalibrados, proporcionando una lectura errónea del apriete a la junta (torque). Fracturándose el piñón dañándose el tubo.

vi.

Mala colocación de llaves de fuerza convencional o hidráulica.- Las llaves deben de estar colocadas en el área de acople, es una mala práctica colocarlas en el upset o en el cuerpo del tubo, ya que la mayoría de las veces ocasiona que se colapse el mismo no permitiendo el libre paso de herramientas geofísicas.

Peso de la sarta de perforación Máximo peso disponible en la barrena.- Si la tubería de perforación trabaja en compresión, a igual forma que tiende a pandearse, sufre serios daños. Para evitar este problema, parte del peso de las lastrabarrenas (10%, 15%, o 20%) se utiliza para tener en tensión la sarta de perforación y de esa forma el punto neutro queda en la herramienta, por esta razón a esta parte se le denomina factor de seguridad.

Fórmula para determinar máximo peso disponible en la barrena:

Wt max =

W DC ' FS

Donde: 

Wtmax = Máximo peso disponible para la barrena en toneladas.



WDC’ = peso de las lastrabarrenas en el fluido de perforación.



FS = factor de seguridad expresándose 1.10 si es 10%, 1.15 si es 15%.

Punto neutro.- Se denomina punto neutro en la sarta de perforación, a la parte del tubo que está sufriendo el movimiento cíclico de tensión y compresión, por lo tanto, ante mucha consideración, es necesario que este punto, se encuentre siempre trabajando en tubos de pared gruesa, como son las lastrabarrenas, o la tubería de perforación extrapesada. Fórmula

H PN =

H ' PN =L DC +

W OB F F∗W DC '

W OB F F +W HWDP

Donde: 

H PN = Altura que se encuentra el punto neutro (m)



W OB = Peso que se está cargando a la barrena (Kg)



F F = Factor de flotación (sin unidades) (FF = 1 – 0.015 * ρ)



W DC ' = Peso de las lastrabarrenas en el aire (Kg)



H ' PN ’ = Altura a la que se encuentra el punto neutro, cuando se está utilizando la tubería extra pesada (HWDP) como parte del BHA (m)



L DC = Longitud de las lastrabarrenas (m)



W HWDP = Peso de la tubería extra pesada en el aire (Kg/m)

Fórmula para determinar la longitud de los lastrabarrenas para perforar: L DC =

W OB max∗F S F F∗W DC

Donde: L DC = Longitud de lastrabarrenas en (m). W OB max = Peso máximo que se espera darle a la barrena en (kg). Fs = Factor de seguridad expresándose en 1.10 si es 10% 1.15 si es 15%. Ff = Factor de flotación. 2. Tubería pesada (heavy-weigt) La tubería de perforacion extrapesado (heavy-weigt), es un componente de peso intermedio, para la sarta de perforación, entre los lastrabarrenas y la tubería de perforación. Proporcionando un cambio gradual de rigidez de la herramienta rígida a frágil tubería de perforación, reduciendo la fatiga de ésta, al colocar tubería Heavy Weigt en el punto de transición. (Genera peso en el BHA en perforaciones direccionales donde no se utiliza los drill collars).

Son tubos de pared gruesa unidos entre sí, por juntas extra largas, para facilitar su manejo; tienen las mismas dimensiones de la tubería de perforación normal, por su peso y forma, la tubería “Heavy-Weigt” se pueden usar en compresión, al igual que los lastrabarrenas, un distintivo sobre saliente en el recalcado central, que protege al cuerpo del tubo del desgaste por la abrasión, esta sección recalcada actúa como un centralizador y contribuye a una mayor rigidez, y resistencia de la tubería “Heavy-Weigt”. Otra ventaja, es que no se requiere cambiar de elevadores y no requiere el uso de la grapa de seguridad (collarín para herramienta). Características de la tubería de perforación Heavy-Weigt: o Más área de apoyo para reducir el desgaste del diámetro exterior o Más longitud para cortar conexiones nuevas o Más espacio para poner bandas de metal duro o La pared gruesa da un máximo peso por metro o Larga sección central recalcada (24” de longitud) (609.6 mm) o Reduce el desgaste de la porción central del tubo o Se

le

puede

aplicar

metal

duro

fácil

y

seguramente o Se puede reconstruir el diámetro exterior o Ayuda a evitar la pegadura por presión diferencial Donde se usa la tubería de perforación Heavy-Weigt: La tubería HW se usa en perforación direccional y vertical; quienes perforan pozos direccionales han comprobado que la tubería HW es ideal para pozos muy desviados por que es menos rígida que los tubos lastrabarrenas y el contacto con la pared del pozo es mínimo. 3. Tubería de perforación (drill pipe)

La tubería de perforación es una barra de acero hueca utilizadas para llevar a cabo los trabajos durante la operación de la perforación. Generalmente se le conoce como tubería de trabajo, porque está expuesta a múltiples esfuerzos durante las operaciones. Funciones:  Trasmitir la potencia generada por los equipos de rotación a la broca o mecha  Servir como canal de flujo para transportar los fluidos a alta presión, desde los equipos de bombeo del taladro a la broca o mecha  Su función principal es “darle profundidad al pozo”, considerando su trabajo en Tensión Descripción de los componentes de la tubería de perforación Tubo de perforación: Es una envolvente cilíndrica que tiene una longitud determinada, con diámetro exterior, diámetro interior, recalcados, conexión caja piñón, diámetro exterior de junta, espesor de pared y marca de identificación. Longitud: la longitud de un tubo abarca desde el sello de la caja hasta el sello del piñón. Nunca se debe de incluir el piñón para determinar el largo, ya que al unirse el piñón con la caja de otro tubo éste se pierde al quedar dentro de la caja. La tubería de perforación se suministra en el siguiente rango A.P.I. de longitud: 

Rango 1 de (7.5 a 8.5 metros).



Rango 2 de (8.5 a 9.5 metros).



Rango 3 de (9.5 a 10.5 metros).

Diámetro exterior: Es la medida que tiene el cuerpo del tubo en su parte externa. Diámetro interior: Es la medida interna de un tubo de perforación.

Recalcado: Es el cambio gradual de espesores. Este recalcado permite un factor de seguridad adecuado en el área soldada para proveer resistencia mecánica y otras consideraciones metalúrgicas. La junta es también hecha con un cuello soldado, para asegurar una superficie de contacto considerable durante la soldadura. La tubería de perforación tiene un área en cada extremo, la cual tiene aproximadamente 6” de longitud, llamado recalcado: Los recalcados son necesarios en los tubos para los cuales las juntas soldadas son colocadas. Conexión caja-piñón: es el punto donde se realiza el enlace de la caja de un tubo con el piñón de otro tubo. Diámetro exterior de la junta: es la medida que resulta de la unión de la caja con el piñón de un tubo de perforación. Espesor de pared: Es el grosor (área transversal) que tiene la pared de un tubo de perforación. Marca de identificación: la información referente al grado y el peso de la tubería de perforación se graba en una ranura colocada en la base del piñón; excepto en la tubería grado E 75, ya que en ésta la marca de identificación se encuentra en el piñón. Nota: este marcaje se realiza en la compañía donde se fabrica la tubería, y por ningún motivo el personal de perforación podrá alterar o marcar otro tipo de datos en la tubería.

Pesos de la Tubería de Perforación Al referirse a los pesos de la tubería de perforación, hay tres que son importantes: 

Peso del tubular con Extremo Planos.- Se refiere al peso por pie del cuerpo del tubo, sin acoples.



Peso Nominal.- Se refiere a una norma obsoleta. (Peso de un tubo de Rango I con conexiones) actualmente se usa para referirse a una clase de tubo de perforación.



Peso Aproximado.- El peso promedio por pie del tubo y de las conexiones de un tubo Rango II. Este peso aproximado es el número que se debe usar en los cálculos de la carga del gancho.

Peso Aproximado Ajustado 

El peso nominal es un número de referencia pero no exacto. Se emplea para especificar el tubular, y se refiere tan sólo al cuerpo.



El peso Ajustado incluye el cuerpo del tubo y el de los acoples en los extremos. Es mayor que el peso nominal por tener:  el peso extra de los acoples  metal adicional que se agrega en los extremos del tubo para aumentar la rigidez.



El espesor adicional agregado en los extremos se denomina “Refuerzo” y su función es reducir la frecuencia de fallas del tubular en los puntos donde se une a los acoples.



Los refuerzos a su vez puede ser de tres tipos:  Refuerzo Interno (IU),  Refuerzo Exterior (EU)  Refuerzo Interno y Externo (IEU)

Calculo de los pesos ajustados

Grado de la tubería de producción El grado de la tubería de perforación describe la resistencia mínima a la cedencia del material. En la mayoría de los diseños de sarta de perforación, se opta por incrementar del en

el

material lugar

aumentar

grado (acero)

de el

peso del

tubular.

Clasificación de la

Tubería

de

Basada

Perforación

en la publicación

API – R

P7G A diferencia de la tubería de revestimiento y la tubería de producción, que normalmente se usan nuevas, la tubería de perforación normalmente se utiliza ya usada. Por lo tanto tiene varias clases: New: Sin desgaste. No ha sido usada antes Premium: Desgaste uniforme y el espesor de pared remanente es por lo menos un 80% del tubular nuevo.

Class 2: Tubería con un espesor de pared remanente de al menos 65% con todo el desgaste sobre un lado con lo que el área seccional es todavía Premium. Class 3: Tubería con espesor de pared de al menos 55% con el desgaste localizado sobre un lado.  Un tramo de DP es un ensamblaje de tres componentes:  Un cuerpo tubular de acero con extremos lisos y  Dos conexiones de acople fuerte - una en cada extremo. Los acoples en los extremos (Tool Joint) se unen al cuerpo del tubo de dos maneras: • Enroscados • Soldados o embonados al tubo con arco eléctrico en el horno. El acople inferior se conoce como Macho o Espiga. El acople superior se denomina Caja o Hembra. La conexión entre dos tramos se logra al enroscar la espiga dentro de la caja Conocimientos básicos para medir la tubería de perforación: 

Los datos principales que deben conocerse sobre las tuberías de perforación son los siguientes: diámetro interior y exterior, tipo de conexión, peso nominal y ajustado, grado, resistencia a la tensión y espesor de pared.



Para medir tubería de perforación se debe de tener siempre presente que la longitud de un tubo abarca desde la caja de éste hasta la base del piñón. Nunca se debe de incluir el piñón para determinar el largo, ya que al unirse el piñón con la caja de otro tubo éste se pierde al quedar dentro de la caja.



La medición se realiza estando colocado el tubo en la rampa, utilizando una cinta métrica de acero de 30m.



Para determinar el diámetro exterior de un tubo se utiliza un calibrador de compas, una regla o un flexómetro.

Calibración de la tubería de perforación: La calibración se realiza para verificar que el interior del tubo esté libre de obstáculos (estopa, madera, etc.), o que no esté colapsado. Si no se calibra el tubo se mete, dañado o con basura, al pozo, esto puede provocar que las toberas se obstruyan y se tape la barrena. Por lo que se tendría que efectuar un viaje a la superficie lo que retrasaría las operaciones de perforación. Enrosque de tubería.- Antes de efectuar el enrosque se debe de verificar que tanto el piñón como la caja no tengan el empaque que sirve de apriete al guardarrosca, también se recomienda limpiar con diésel la rosca de la caja y del piñón para retirar la película adhesiva que contienen. Conexiones en la sarta de perforación

NC (conexión numerada)  Es el estilo de cuerda (rosca) más común en la tubería de perforación. La rosca tiene una forma de V y se identifica por el diámetro de paso, medido en un punto que está a 5/8 de pulgada desde el hombro.  El Número de Conexión es el diámetro del paso multiplicado por 10 y truncado a los dos primeros dígitos = XY  El tamaño de una conexión rotatoria con hombro se refiere a su diámetro de paso en punto de calibre a 5/8 de pulgada desde el hombro y se especifica NC (XY). Si el diámetro de paso es 5.0417 pulgadas - esta es una conexión NC50

 Multiplique 5.0417 por 10 ® 50.417  Escoja los primeros dos dígitos ® 50  Por lo tanto, la conexión numerada será: NC50  Hay 17 NC’s en uso : desde la NC-10 (1-1/16”) hasta la NC-77 (7 ¾”)

Tamaños típicos de Conexión Numerada, NC: 

NC 50 para acoples con diámetro externo de 6 ½” de la tubería de Perf. de 5”



NC 38 para acoples con 4 3/4” OD en tubería de perforación de 3 ½”.



Herramientas especiales

 Trepano o barrena.- ¿Qué es una Barrena? Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación y debe cambiarse cuando se desgasta excesivamente y deja de avanzar, utilizada para cortar o triturar la formación o roca durante el proceso de la perforación rotaría. Todo lo que se encuentra en un equipo de perforación asiste directa o indirectamente a la barrena para la trituración o el corte de la roca. La mayoría de las barrenas funcionan raspando o triturando la roca, o ambas acciones a la vez, generalmente como parte de un movimiento de rotación. ¿Cuál es la función de la Barrena? Su función es perforar los estratos de la roca mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión y de la rotación de la barrena. El principio de perforación se basa en dos acciones combinadas: Indentación: Los dientes o insertos penetran en la roca debido al empuje sobre la boca. Este mecanismo tritura la roca. Corte: La roca se fragmenta debido al movimiento lateral de desgarre de los conos al girar sobre el fondo del barreno. Anatomía de un trepano de perforación.- las partes principales son: 

Tobera



Aletas



Piñon o rosca



Cortadores



Hombro de la barrena

Tipos de barrenas – trépanos

 MWD / LWD.-

Barrenas -

Trepanos de alta tecnología, colocado en el MWD.- Es un instrumento electromagnético,

ensamblaje de fondo dentro de una lastra barrena no magnética, el cual toma lecturas o mediciones en el fondo del pozo. Al inicio este sistema no podía Triconos (cono

Cortadores la fijosinformación a la superficie entiempo real, por lo cual los enviar o transmitir de rodillos)

datos eran almacenados en una memoria, posteriormente y con el crecimiento tan rápido de esta herramienta de medición, se desarrolló la habilidad de Compuesto

enviar los datos adquiridos las operaciones policristalino de Diamante a la superficie sin interrumpir Conos dentadoss Insertos diamante (PDC)

durante la perforación, es decir, en tiempo real. El MWD consta de tres componentes, un sistema de poder, un sistema telemétrico un sistema de Diamante medición. natural

TSP

Diamante impregnado

Cojinete de rodillos

Cojinete de friccion

El sistema de poder.- En este sistema se utilizan principalmente turbinas o baterías, las cuales son las encargadas de proporcionar la energía eléctrica necesaria para todos los componentes de medición y transmisión de datos, las baterías se usan cuando no se puede mantener el flujo del fluido en el pozo y estas deben de mantener un voltaje constante durante toda su vida útil y soportar altas temperaturas. Las Turbinas se ocupan cuando no existe una restricción a la circulación del fluido a través de la sarta de perforación, y estas se pueden usar en distintos rangos de flujo y son capaces de soportar las condiciones de perforación. Sistema telemétrico.- Su principal función es la de transmitir la información medida a la superficie como, datos de velocidad, presión, temperatura, etc., esto se logra a través de sensores que se codifican para transmitir a las estaciones receptoras (fijas o móviles) como se muestra en y existen diferentes métodos de transmisión los cuales son: 

Telemetría electromagnética.



Telemetría acústica.



Telemetría eléctrica.



Telemetría de pulsos en lodo.

Sistema de medición.- Es la parte de la herramienta que se encarga de recabar la información, esta puede medir parámetros físicos de forma directa o

indirecta, lo cual se logra mediante el uso de transductores, los cuales transforman un estímulo físico a un impulso eléctrico para después convertirlo en un código binario, los parámetros que puede medir el MWD son los siguientes: 

Temperatura.



Presión.



Peso en la barrena.



Longitud medida.



Inclinación y azimut.



Esfuerzos axiales en la tubería.



Torque y arrastre en tubería.



Gasto de lodo.



Registros Geofísicos (LWD).



Calibración del agujero.

Los principales beneficios al usar la herramienta MWD son: 

Reducción de tiempo muerto durante la perforación.



Es más fácil la orientación de la cara de la herramienta.



La toma de mediciones es mucho más rápida.



Se mejora el control del cambio de trayectoria del pozo, debido a que se pueden realizar mediciones a diferentes profundidades a lo largo de la trayectoria durante la perforación.



Reduce correcciones adicionales durante la perforación, debido a la transferencia de datos de medición en tiempo real

Principios de funcionamiento: 

La herramienta toma los datos en el fondo



Los datos son transmitidos en forma de pulsos de lodo



Los sensores convierten los pulsos en señales eléctricas



El equipo de superficie decodifica la información de los sensores

Entrega los registros y datos direccionales al cliente

LWD.- La medición de las propiedades de una formación durante la excavación del pozo, o inmediatamente después de la excavación, a través de la utilización de herramientas integradas en el arreglo de fondo de pozo. El método LWD, aunque es riesgoso y caro en ciertas ocasiones, presenta la ventaja de medir las propiedades de una formación antes de la invasión profunda de los fluidos de perforación. Por otra parte, muchos pozos resultan difíciles o incluso imposibles de medir con herramientas convencionales operadas con cable, especialmente los pozos altamente desviados. En estas situaciones, la medición LWD garantiza la captura de alguna medición del subsuelo en caso de que las operaciones con cable no sean posibles.

Los datos LWD obtenidos en forma oportuna también pueden ser utilizados para guiar el emplazamiento del pozo de modo que éste permanezca en la zona de interés o en la porción más productiva de un yacimiento, tal como en los yacimientos altamente variables de lutita (Schlumberger, 2017). Las herramientas utilizadas en la tecnología LWD ó que toman registros mientras se perfora han desempeñado un papel crucial en todos los aspectos relacionados con la planeación y ejecución de pozos desviados, de alcance extendido y horizontal. Ellas se han constituido en la mano derecha de las empresas encargadas de la perforación de pozos para llevar a cabo la difícil tarea de concebir y desarrollar proyectos que involucren la perforación de pozos no convencionales. El tipo de herramientas utilizadas aquí enfocan toda su atención a la toma de medidas básicas para la determinación de propiedades petrofísicas tales como porosidad, permeabilidad y saturaciones de agua, petróleo y gas, propiedades geológicas tales como el buzamiento y los espesores de capa de las formaciones y litológicas tales como la identificación del tipo de mineral que compone la matriz de las formaciones productoras El objetivo fundamental que ha guiado y permitido el rápido desarrollo de ésta tecnología, ha sido la disminución de los costos de perforación y el incremento en la eficiencia de la misma; esto ha sido posible ya que parte del desarrollo de esta tecnología ha estado enfocado a la obtención en superficie y en tiempo real de toda la información que va siendo obtenida en subsuelo. Es importante recordar, antes de mirar las aplicaciones de las herramientas del sistema de registro LWD, que para el análisis de registros de las propiedades de las formaciones se cuenta básicamente con tres tipos de información en función del momento al cual se toma la información. Si la información se registra mientras se perfora entonces se habla de datos MWD o LWD, en cambio si los datos se registran luego de perforar pero con las mismas herramientas MWD o LWD, normalmente entre horas a máximo 1 ó 2 días la información se considera tomada en modo de LAD, MAD, por las siglas en inglés “Logging

After Drilling” o “Measurement After Drilling” respectivamente, y por ultimo esta la categoría tradicional de datos de los sistemas a cable los cuales se toman en el rango de días a semanas y aún en el plazo de años luego que el pozo ha sido perforado y se designan como WL por las siglas en inglés “Wireline Log”  Tijera o Martillos.- Herramienta de percusión en la sarta. El principal propósito de correr un martillo de perforación es proporcionar una acción de golpeteo inmediato cuando la sarta este pagada. Existen diversas ventajas por tener un martillo como parte de la sarta de perforación. Cuando la sarta está pegada, el martillo está disponible inmediatamente, esto disminuye costosas operaciones de desviación o pesca, y en consecuencia ahorra tiempo equipo y dinero.

El martillo hidráulico de perforación es una herramienta construida de acero de alta calidad para resistir el trabajo de impactos más severos, con resistencia también a la alta presión, temperatura y alto torque dentro de un pozo. Se instala en la sarta de trabajo, generalmente en tensión entre tubería HeavyWeigt como un elemento para actuar como la primera defensa en situaciones de atrapamiento o pegadura durante operaciones de perforación u otras actividades rutinarias. En caso de observar un conato de pegadura, el martillo hidráulico se opera aplicando variables valores de tensión o compresión para impactar con percusiones ascendentes o descendentes con una intensidad variable dependiendo del valor de tensión o compresión aplicado hasta llegar al valor máximo de operación del martillo. 4.

Ensamblaje de fondo o BHA (BOTTON HOLE ASSEMBLY) El conjunto de fondo es la parte final de la sarta de perforación y también la más pesada, agrupa las herramientas desde la broca hasta la tubería de perforación y dentro de ella se puede considerar también la tubería de perforación pesada.

Las funciones del conjunto de fondo o BHA son: 

Proporciona el peso requerido sobre la broca para las formaciones se rompan con más fácil.



Proporciona hoyos de calibre.



Evitar la formación de desviaciones en la perforación



Minimizar vibraciones y pegamentos de la sarta de perforación.

 Ampliadores: los ampliadores son herramientas utilizadas durante la perforación para suavizar las paredes del pozo, ampliar las paredes del hueco y ayudar a estabilizar la broca. También son utilizados para corregir torceduras o patas de perro en el pozo.  Estabilizadores.- Los estabilizadores como su nombre lo indica, dan firmeza y seguridad al ensamblaje de fondo o sarta de perforación, cuidándola del contacto con las paredes del hoyo y controlando la desviación, tanto en hoyos verticales como direccionales. Además Incrementan la tasa de penetración al propiciar que la dirección de la fuerza resultante sobre la mecha coincida con el eje del hoyo. El diámetro completo del pozo se consigue con unas “cuchillas” montadas en el cuerpo del estabilizador, las cuales pueden estar hechas de aluminio o caucho macizo o más comúnmente de acero con insertos de carburo dispuestos en la cara cortante. Los estabilizadores se pueden clasificar como de cuchillas rotantes o no rotantes y como cuchillas espirales y rectas.

Razones

para

usar

estabilizadores. 1. Se usan como el método

fundamental

para controlar el comportamiento direccional de la mayoría de las herramientas de fondo. 2. Ayudan a concentrar el peso de la herramienta de fondo sobre la barrena. 3. Reducen al mínimo el doblamiento y las vibraciones que causan el desgaste de las conexiones y dañan los componentes de la herramienta de fondo tales como los MWD. 4. Reducen el torque de perforación al evitar que haya contacto del lastrabarrena con las paredes del pozo y los mantiene concéntricos dentro del hoyo. 5. Ayudan a evitar el que la tubería se pegue por presión diferencial y también la formación de asientos de llave.   Tipos de Estabilizadores y Aplicaciones: 1. Camisa Reemplazable Valioso en donde la logística es un problema 2. Cuchilla Soldada Para Pozos diámetro grande y en formaciones blandas 3. Cuchilla Integral Durabilidad máxima para aplicaciones rudas. Los de mayor uso en la actualidad 4. Camisa no rotaria Para formaciones muy duras o abrasivas

5. Escariador de rodillos Para formaciones duras

 Cross-over.- Son pequeñas secciones de tubería que permite conectar entre si tuberías, porta mechas, barras pesadas, estabilizadores, trépanos y otros con diferentes tipos de rosca y de diámetro variados.  Motor de fondo: es una herramienta de perforación que utiliza el flujo y la presión del lodo de perforación para generar la rotación en la broca, para perforar direccionalmente o para aumentar la ROP. En la perforación de pozos se utiliza motores especialmente diseñados para perforar una curva predecible desde vertical a horizontal y mantener una geometría constante, este motor tiene la particularidad de eliminar la rotación de la tubería mediante una fuerza de torsión pozo abajo, impulsada por el fluido de

perforación, los motores traen incorporado un cuerpo de desvío (BentHousing) ajustable de 0.5 a 3 °, con la propuesta de permitirle a la broca, construir inclinación y / o cambiar la dirección del hoyo sin rotación en la tubería y de perforar en forma recta cuando la sarta es rotada.

 Aceleradores.- también llamados impulsadores del martillo de perforación, son herramientas que se ensamblan en la sarta encima de los martillos para aumentar la fuerza del impacto que tienen estos sobre la sarta. Los aceleradores, son útiles en perforaciones direccionales en donde la sarta está en un mayor contacto con las paredes del pozo y puede generar mayor fricción y también en operaciones de pesca  Amortiguadores: se colocan encima de la broca, y son herramientas utilizadas para minimizar la vibración en la sarta y en la broca y mejorar el trabajo.

Configuraciones del bha. Tipo

"A". Esta

configuración usa HW encima de los drill collars como una transición para suavizar el cambio abrupto de sección Sin embargo el peso total sobre la broca se aplica con los drill collars. Tipo "B". Esta configuración tiene suficientes drill collars para mantener un control adecuado de la dirección y llegar a un objetivo aplicando peso sobre la broca tanto con los drill collars como con los HW. Este arreglo mejora y facilita el manipuleo en superficie, disminuye la tendencia a atascamientos por diferencial y aparentemente disminuye las fallas de las conexiones de los drill collars. Tipo "C". Esta configuración tiene más de un tamaño de drill collars pero sigue usando tanto los drill collars como los HE para peso sobre la broca. También

disminuye el riesgo por diferencial a la vez que mantiene una mayor rigidez y concentración para el peso sobre la broca.

 Accesorios Además

de

los

componentes básicos del BHA, constituidos por las barras, la tubería pesada y los estabilizadores, se emplean algunos accesorios que son fundamentales para lograr el éxito en las operaciones de perforación, los cuales son mostrados en la siguiente tabla. Accesorios

Función

Posición

1.- Amortiguador

Minimizar la vibración de la sarta.

Encima de la Mecha.

(SOC Absorber)

(Drilling Jar)

Proporcionar energía de impacto en las sartas atascadas.

Intercalado en la tubería pesada en tensión.

3.- Acelerador

Incrementar la energía del

Una junta por encima del

2.- Martillo

martillo.

martillo.

Suministrar rotación de fondo (aplicación en perforación direccional)

Sobre la Mecha.

Medir los parámetros del fondo en tiempo real.

Encima de la Mecha y/o amortiguador ó motor.

(Drilling Acelerator) 4.- Motores (Drilling Motors) 5.- Herramientas de Medición (MWD)

1.5.

SISTEMA DE POTENCIA

La potencia que debe generar el sistema Motriz debe ser suficiente para satisfacer las exigencias del sistema de izaje, del sistema rotatorio y del sistema de circulación del fluido de perforación. Genera y distribuye la potencia primaria requerida para operar la mayoría de los otros sistemas y sus componentes en un equipo de perforación moderno. 1.5.1. Descripción del Sistema de Potencia Un equipo de perforación no puede operar sin una fuente de potencia. La función primaria del sistema de potencia es proporcionar a todos los otros sistemas del equipo la energía necesaria para operar.

1.5.2. Fuente de Potencia Primaria La fuente más común de potencia es el motor de combustión interna. Estos motores normalmente se alimentan de diésel y pueden proveer un Torque mayor que los alimentados por gasolina. El número de motores requeridos depende del tamaño y capacidad del equipo de perforación. Los equipos modernos pueden tener ocho o más motores. La potencia generada por estos motores es transferida a los diferentes sistemas del equipo a través de una transmisión mecánica o eléctrica.

1.5.3. Transmisión de Potencia Existen dos métodos principales para distribuir la potencia generada por los motores:  Transmisión Mecánica  Transmisión Eléctrica El método seleccionado depende del tipo de motor y la configuración del equipo de perforación. La mayoría de la potencia suministrada es consumida por los principales sistemas y sus equipos como lo son el malacate, la mesa rotaria y las bombas de lodo. El resto de la potencia es distribuida a los equipos auxiliares como la iluminación, preparación y acondicionamiento de lodos, instrumentación del equipo y aires acondicionados. 1.5.3.1.

Transmisión Mecánica (Compuesta)

Un equipo de perforación mecánico utiliza una combinación de correas, cadenas, piñones, poleas y engranajes. Este tipo de sistema se le denomina sistema de potencia compuesto.

1.5.3.2.

Transmisión Eléctrica

Los equipos de perforación eléctricos no utilizan cadenas y piñones pero si utilizan un generador eléctrico conectado directamente a cada uno de los motores principales. Los generadores producen electricidad que es transferida a los diferentes equipos a través de cables a cada uno de los motores eléctricos. La mayoría de los equipos modernos utilizan la transmisión eléctrica debido a que presenta muchas.

2. PARTES DE UN SISTEMA DE ENERGÍA 2.1. TIPOS DE MOTORES

2.1.1 Motores diésel El motor diésel es un motor térmico de combustión interna en el cual el encendido se logra por la temperatura elevada producto de la compresión del aire en el interior del cilindro. En teoría, el ciclo diésel difiere del ciclo Otto en que la combustión tiene en lugar de producirse a una presión constante. Un motor diésel funciona mediante la ignición de la mezcla aire-gas sin chispa. La temperatura que inicia la combustión procede de la elevación de la presión que se produce en el segundo tiempo motor, compresión. El combustible diésel se inyecta en la parte superior de la cámara de compresión a gran presión, de forma que se atomiza y se mezcla con el aire a alta temperatura y presión. Como resultado, la mezcla sé quema muy rápidamente. Esta combustión ocasiona que el gas contenido en la cámara se expanda, impulsando el pistón hacia abajo. La biela transmite este movimiento al cigüeñal, al que hace girar, transformando el movimiento lineal del pistón en un movimiento de rotación.

2.1.2 Generadores

Son dispositivo capaz de mantener una diferencial de potencial eléctrico entre dos de sus puntos (llamados polos, terminales o bornes) transformando la energía mecánica en eléctrica. Esta transformación se consigue por la acción de un campo magnético sobre lo eléctricos dispuestos sobre una armadura (denominado también estator). Existen 2 tipos de generadores: • Generadores DC • Generadores AC

2.1.2.1 Generadores DC Usualmente grandes motores DC le suministran potencia a las bombas de lodo, malacate y mesa rotaria o top drive. Algunas veces el malacate acciona mecánicamente la mesa rotaria, pero en algunos equipos la mesa rotaria tiene su propio motor. El perforador puede controlar la velocidad del motor DC con mucha precisión, por ello se prefieren los motores DC sobre los AC Con un control preciso de la velocidad, el perforador puede manipular mejor el malacate, la bomba de lodo y la mesa rotatoria.

2.1.2.2 Generadores AC Algunos elementos pequeños del taladro también necesitan potencia. Por ejemplo las bombas centrífugas mueven lodo desde un tanque para súpercargar la entrada de las bombas de lodo. En este caso es más eficiente usar pequeños motores para alimentarlas en lugar de usar los motores principales, fluido hidráulico o aire. Otro motor AC suministra potencia a las aspas de un agitador de lodo en los tanques de mezcla. Los motores AC generalmente le suministran energía al equipo que no requiere mucha potencia, por ello usan una potencia de 1 hP (0.75 KW) a 150 hP (100 KW).

2.1.3 Transformadores

Un transformador es una máquina estática de corriente alterno, que permite variar alguna función de la corriente como el voltaje o la intensidad, manteniendo la frecuencia y la potencia, en el caso de un transformador ideal. Para lograrlo, transforma la electricidad que le llega al devanado de entrada en magnetismo para volver a transformarla en electricidad, en las condiciones deseadas, en el devanado secundario.

2.1.4 PCR (Cuarto de Control de Motores) El cuarto de control de motores es principalmente un panel en el cual se puede controlar tanto el encendido y el apagado de los motores también nos muestra las condiciones en la que está trabajando cada motor.

2.1.5 CCM (Cuarto de Tablero de Control)

Los centros de control de motores (CCM) de baja tensión, son los encargados de alimentar partes específicas de los procesos y llevar la distribución de electricidad hasta las partes más lejanas del proceso. Se requieren bajo construcción NEMA por ser la más robusta (servicio pesado), tanto en gabinete, interruptores y arrancadores. Así como podemos contar con un CCM sencillo y sin mayor complejidad, también podemos encontrar CCM que incluyen gran cantidad de dispositivos de control y necesidad de enviar información de cada uno de ellos a un centro de comando Los CCM-MT consisten de tableros metálicos simplificados o blindados, aislados en aire para tensiones hasta 7,2 kW.

CALCULOS:

Potencia Requerida Para la Bomba: HP Bomba =

Q(gpm) × H( psi) 1714 × eff (vol )

Para el Motor: HP Motor =

HP Bomba eff (mec)

Calculo del Caudal:

2

Q gal π ×θ piston × Lstroke = stk stk 4 ×231

[ ]

Dónde: H = Presión de trabajo de la bomba (psi) Q = Caudal del fluido de perforación (gpm) Effvol = Eficiencia volumétrica de la bomba Effmec = Eficiencia mecánica del Motor Ǿpiston = Diámetro del pistón (plg) Lpiston = Longitud del pistón (plg) En caso de ser una Bomba Triplex: Q Gal Q = ×3 rev rev stk

[ ]

Entonces:

Caudal(gpm)=

Q Q × SPM Q FP= × SPM rev rev

Dónde: SPM = Strokes por minuto

1.6.

SISTEMA DE CIRCULACION

1.6.1. Descripción del Sistema de Circulación El sistema de circulación provee el equipo, los materiales y las áreas para preparar, mantener y acondicionar el fluido de perforación. El sistema de circulación tiene cuatro componentes principales: 

El fluido de perforación



El área de preparación



El equipo de circulación



El área de acondicionamiento

La función principal del sistema de circulación, es la de extraer los recortes de roca del pozo durante el proceso de perforación. El sistema está compuesto por equipo superficial y sub superficial como se muestra en la siguiente figura:

2.

F L U I

D O DE PERFORACIÓN El fluido de perforación es una mezcla liquida de varios componentes que pueden incluir: agua (dulce o salada), aceite, arcilla, aditivos químicos, gas o aire. En el campo generalmente se le denomina lodo. El lodo es circulado a través de la sarta de perforación dentro del pozo. El fluido no debe ser tóxico, corrosivo, ni inflamable, pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a las altas temperaturas. Además, debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones, debe ser inmune al desarrollo de bacterias Funciones principales de los fluidos de perforación 1. Proveer potencia hidráulica (HP) a la barrena para mantener limpio el fondo del pozo El fluido saliendo de la barrena con fuerza remueve los recortes del pozo, ayudando a mantener la máxima de penetración posible. 2. Transportarlos fuera del pozo

Los recortes removidos del fondo son suspendidos en el fluido de perforación y transportados a la superficie a través del espacio anular (espacio entre las paredes del pozo y la sarta de perforación). La viscosidad del fluido puede suspender los recortes aun cuando se haya parado la circulación. 3. Soportar las paredes del Pozo El fluido de perforación recubre las paredes del pozo. Este recubrimiento reduce las pérdidas de fluido a la formación, la contaminación y la formación de cavernas en el hoyo. El espesor de este recubrimiento es monitoreado cuidadosamente debido a que puede reducir el diámetro del hoyo. 4. Previene la entrada de fluidos de formación dentro del pozo La presión hidráulica generada por el peso de la columna de lodo contra las paredes del pozo evita la entrada de fluidos de formación al pozo. La presión es determinada por la densidad del fluido y la profundidad del pozo. 5. Lubricar y enfriar la barrena y la sarta de perforación Una de las funciones principales del fluido de perforación es de lubricar y enfriar la barrena. Adicionalmente también lubrica la sarta de perforación y las paredes del hoyo reduciendo la fricción en el pozo. Composición del Fluido de Perforación Las condiciones del hoyo y los tipos de formación a perforar determinan la composición del fluido a utilizar en un determinado pozo: Hay tres tipos básicos de fluidos de perforación a) Fluidos de Perforación Base Agua: Es el tipo de fluido más comúnmente utilizado debido a que es económico de mantener, más fácil de utilizar y crea un recubrimiento que protege el hoyo. La composición de los fluidos de perforación de varias combinaciones y cantidades de agua dulce o salada, arcilla y aditivos químicos.

b) Fluidos de Perforación Base Aceite: Se utilice Fluidos de perforación base aceite para perforar: formaciones solubles en agua, pozos profundos y calientes, áreas que presentan pegaduras por presión diferencial o cuando se requiere una mejor lubricación. Los fluidos de perforación base aceite son generalmente más costosos de preparar y mantener.

c) Fluidos de Perforación Aireados o Gasificados: Apenas un 1% de todos los fluidos de perforación son aireados o gasificados Su principal ventaja es que se obtienen tasas de penetración más altas.

Circulación del lodo En la operación de perforación el barro se recircula en un ciclo continuo.  El lodo se mezcla y guarda en los tanques de lodo.  Las bombas extraen el lodo del tanque de succión y lo envía a través de la tubería de perforación directo hacia el pozo.  El lodo es conducido a través de la tubería o sarta de perforación y sale a gran potencia a través de la boquilla del trépano al fondo del pozo, donde éste está fragmentando las formaciones rocosas.  El lodo sube a través del anular, el espacio existente entre la tubería y el revestimiento y las paredes del pozo.  En la superficie el lodo viaja a través de la línea de retorno del lodo, una tubería que conduce a la zaranda vibratoria.  Los detritos de la roca se deslizan por la zaranda vibratoria que se encarga de desecharlos. Mientras no se está perforando, la circulación del lodo puede ser ara limpiar el pozo de cortes de perforación, para acondicionar el lodo para asegurar que conserva sus propiedades óptimas y para remover el exceso de gas pueda contener el lodo.

En las operaciones usuales de perforación rotatoria, se utiliza más potencia (caballos de fuerza) en la circulación de lodo de perforación que en cualquier otra operación.

3. ÁREA DE PREPARACIÓN

Este es el área donde se prepare y mantiene el fluido de perforación. La preparación y el mantenimiento del fluido de perforación son esencial para el éxito de las operaciones de perforación. Rutina de Preparación.- hay cuatro rutinas principales durante la preparación del fluido de perforación. Estas son: i.

Preparación inicial.

ii.

Adición de material densificaste (aumento del peso de lodo).

iii.

Dilución (disminución del peso de lodo)

iv.

4 Cambio en la formulación química del lodo.

El área de preparación del fluido de perforación consiste en un conjunto de equipos cuidadosamente dispuestos para facilitar la preparación o tratamiento del fluido de perforación. Generalmente incluye lo siguiente: 

Almacén de químicos: área cerrada para guardar los aditivos del lodo.



Tanques o presas de lodo: contenedores metálicos que facilitan el almacenamiento y manejo del fluido de perforación.



Silos o depósitos a granel: contenedores con fondo en forma de embudo para almacenar los aditivos utilizados en gran cantidad como son las arcillas y el material densificaste. Estos contenedores operan con la gravedad o son asistidos con aire.



Tanques para agua: para almacenar el agua que se utilizara en la preparación de lodo.



Tanque de reserva: fuente de almacenamiento para contingencias (ejemplo perdida de circulación).



Tolva de Mezclado: equipo en forma de embudo que utilice el vacío para agregar materiales solidos al fluido de perforación.

El lodo que fluye a través de la tobera genera un efecto de sección conocido como efecto Venturi. 4. EQUIPOS DEL SISTEMA DE CIRCULACIÓN DE LODO Básicamente consiste en: Entre los de superficie tenemos a: 1. Las presas de lodo (descarga, de asentamiento y la de succión).- Es un contenedor metálico utilizado para contener y controlar el fluido de perforación, su función principal radica en descarga, Aislamiento y Succión, generalmente se utilizan tres presas conectadas entre sí, con la capacidad suficiente para almacenar cuando menos 1.5 veces el volumen total del pozo. Presa 1.- Es conocida como presa de descarga ya que en ella es donde descarga el pozo, es aquí donde se instala la temblorina para eliminar los recortes de mayor tamaño (40 micras). Presa 2.- Es conocida como presa de asentamiento, es aquí donde se le da tratamiento al lodo y se instala el equipo de control de sólidos para eliminar los sólidos de menor tamaño.

Presa 3.- Es conocida como presa de succión porque de aquí la bomba de lodos succiona el lodo para enviarlo al pozo.

Además

de

las

presas

reglamentarias

existen

otros tipos de presas entre ellas están: Presas de Baches: Es una presa utilizada para preparar pequeños volúmenes de baches como: 

Bache de lodo pesado



Bache de lodo viscoso



Bache despegador



Bache testigo



Bache con obturante

Presas de Reserva: Son presas utilizada para almacenar lodo cuando se ha presentado una pérdida de circulación y para mantener lodo de baja o alta densidad.

2. Bombas de lodo.- Es el componente más importante en el sistema de circulación es la bomba de lodos y la potencia hidráulica suministrada por ésta, ya que depende del gasto y la presión requeridos para una buena limpieza del pozo.

HHPb=

P∗Q 1714∗Eb

Donde: HHPb.- Potencia hidráulica de salida en los motores en (HP) P.- Presión de descarga de la bomba en (lb/pg 2) Q.- Gasto de la bomba en (gal/min) Eb.- Eficiencia mecánica de la bomba (0.85)

Las bombas de lodo permiten circular, inyectar fluido al interior del pozo por directa, a través de la tubería como ser barras, sondeo, tubing, entre otros o al espacio anular. Son el corazón del sistema de circulación. Mueven grandes cantidades de lodo bajo presión. Especificaciones Las bombas se especifican de acuerdo ha: Potencia hidráulica. Máxima presión de descarga. Máximo caudal. Ventajas de las bombas reciprocantes: 

Manejo de fluido con alto contenido de sólidos.



Capacidad para bombear partículas grandes.



Fácil operación y mantenimiento.



Alto rendimiento.



Capacidad de operar sobre un amplio rango depresiones y caudales, cambiando solo el diámetro de las camisas.

Partes de una bomba

Se compone de dos partes: Mecánica e Hidráulica. Ambas partes son accionadas al aplicarle potencia un motor de combustión interna o un motor eléctrico. Parte Mecánica: Es la parte de la bomba donde se recibe el impulso de potencia por los motores eléctricos o mecánicos. Está formado por:  Viela  Flecha impulsora  Piñón  Catarinas Parte Hidráulica: Es el cuerpo de la bomba en el que se alojan las camisas, vástagos, pistones, asientos, válvulas de asiento, resortes, empaques, tapas, tornillos, tuercas y prensa estopa, todos los elementos en conjunto e internos de la

bomba, realizan la tarea de succionar el fluido de las presas y descargarlo a presión por las líneas de descarga a donde sea dirigido.  Válvulas  Bridas Roscadas y tapas  Cuerpo Hidráulico  Cuerpo de pistón e inserto  Vástago de empuje  Vástago de Pistón  Asientos de las válvulas Las bombas q se utilizan en la perforación son siempre las reciprocantes o bombas con pistones de desplazamiento positivo, ya sean dúplex o triplex o también bombas centrifugas. Bomba Dúplex: Son de doble acción se caracterizan por que llevan dos pistones y desplazan al lodo en dos sentidos.

Este tipo de bomba está 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. Estas bombas se caracterizan por estar constituidas de dos pistones y manejar altos gastos, pero baja presión de descarga. Son de doble acción, o sea que bombean el fluido en los dos sentidos. En la actualidad estas bombas se utilizan en los equipos que reparan pozos o en perforación somera, la presión máxima recomendada de trabajo para estas bombas es de 3,000 lb/pg 2. Bomba Triplex: Están constituidas por tres pistones de acción simple y desplazan el lodo en un solo sentido, este tipo de bomba está definido por la longitud y diámetro de la camisa se caracterizan descarga

y altos

gastos y

altas

presiones

de

son de fácil mantenimiento. Estas bombas son las

más utilizadas en la industria petrolera. Ventajas de las Bombas triplex

por manejar

 Pesan un 30% menos que las bombas dúplex  Manejan alta presión y alto volumen  Son de fácil mantenimiento  Resultan menos costosas Bomba bombas

Centrifuga: También

llamado

bomba

rotodinámica,

este

tipo

de

son rotativas y son de tipo hidráulica. Estas bombas son más pequeñas

que las bombas triplex y dúplex, la presión de trabajo son de solo unas cuantas libras, aunque el gasto puede llegar a los 100 gal/min. Está diseñada para remover sólidos de baja gravedad específica y baritina de menos de 3.5 micrones. Elimina, además, de sólidos, parte de la fase liquida del lodo que contiene material químico

en

solución,

tales

como

lignosulfonato

soda caustica y otros. Las centrifugas de decantación, está compuesta de dos conos, uno externo que gira a baja velocidad y el otro que gira a muy alta velocidad de revolución. Las centrifugas rotan el lodo a altas separando partículas

velocidades

de acurdo a su peso, estas unidades pueden extraer

partículas pequeñas de hasta 2 micrones, lo que incluye material densificaste como la baritina, la centrifuga a veces es operada a velocidades especificas con el fin de extraer baritina para ser usados; algunas veces se utiliza dos centrifugas, la primera remueve baritina la segunda remueve partículas más finas, de esta manera pueden agregarse al sistema, tiene una capacidad máxima de 20-35rpm y puede ser utilizado con lodo de peso mayor de 13 lb/gal. Ventajas  Se Utilizan para preparar el lodo en el pozo.  Distribuir el agua en el equipo.  Precargas las bombas de lodo.  Preparación de Baches.  Limpieza de equipo.  Abastecimiento de agua en las cementaciones. Problemas de bombas

Si las bombas no trabajan de forma eficiente proporcionado por el gasto de lodo y la presión adecuada se pueden presentar los siguientes problemas como ser: 

Limpieza inadecuada del pozo.



Disminución en la velocidad de penetración.



Incremento en el costo del pozo.



Atrapamiento de la sarta de perforación.

Factor de Emboladas: Es el desplazamiento de las bombas de lodo por cada embolada, una embolada es un ciclo del pistón. Es el movimiento reciproco que realiza un pistón en el interior de la camisa, desde el punto muerto inferior hasta el punto muerto superior y regresando al punto muerto inferior.

3. Línea de succión.- Línea que conecta las presas con las bombas. 4. Líneas de descarga transportan

y retorno de la bomba.-

conectan las líneas que

el lodo bajo presión. La línea de descarga lleva el lodo fresco y

tratado a la sarta de perforación, pero primero pasa por el tubo vertical, la línea de retorno lleva el lodo que contiene ripio y gases, desde l boca de pozo al área de acondicionamiento. 5. Stand pipe o tubo vertical.- Es una pieza tubular fijada a una pierna del mástil, en el extremo inferior se conecta con la descarga de la bomba y en el extremo superior se conecta a una manguera flexible de alta presión. 6. Manguera giratoria o flexible.- Manguera de goma fuerte y flexible que permite el movimiento vertical de la sarta de perforación.

7. Cuello de ganso y swivel.- El cuello de ganso es una pieza tubular que une a la manguera flexible con el swivel. El swivel se conecta en su parte inferior con la flecha o kelly y nos permite girar la sarta de perforación mientras se circula.

Entre los equipos sub-superficial esta: 8. Tubería de perforación 9. Lastrabarrenas 10. Herramientas 11. Barrena 12. El pozo mismo 5. EL AREA DE ACONDICIONAMIENTO

El equipo de control de sólidos El uso efectivo del equipo de acondicionamiento ayuda a reducir significativamente el desgaste en la bomba de lodos. La reducción en la cantidad de sólidos de formación en el fluido de perforación beneficia a todo el sistema y se requieren menor cantidad de aditivos y químicos.

Si los sólidos no son eliminados con efectividad pueden ocasionar los siguientes problemas:  Aumento en la densidad del lodo.  Reducción en la velocidad de penetración.  Daño al equipo superficial de circulación.  Pegaduras por presión diferencial.  Aumento de viscosidad.  Perdidas de circulación.

a) Zarandas (Shale shaker): Los dispositivos de control de sólidos importantes son las zarandas, las cuales son mallas vibratorias separadoras usadas para eliminar los recortes del lodo. Como primera etapa de la cadena de limpieza de lodo/remoción de sólidos, las zarandas constituyen la primera línea de defensa contra la acumulación de sólidos. El fluido de perforación sale directo del pozo a las temblorinas. Su función principal es remover los recortes de mayor tamaño del fluido de perforación. Las zarandas pueden eliminar hasta 90% de los sólidos. El tamaño de las partículas retenidas depende del tamaño de la malla utilizada, generalmente retiene partículas mayores de 40 micras.

b) Desarenador (Desander): El desarenador consiste en varios conos que remueven las partículas sólidas de menor tamaño que pasan a través de las mallas de las temblorinas. El fluido de perforación es forzado a traves de un cono presurizado donde las partículas mas pesadas son removidas por el fondo por la fuerza centrifuga. Los desarenadores son usados en lodos con poco peso para separar partículas tamaño arena de 74 micrones o más grandes. La función principal del desander es eliminar sólidos que a los equipos siguientes le puedan causar taponamientos o mal desempeño (desilter, centrifugas), es por ello que su capacidad de procesamiento debe ser 30 a 50 % más que la circulación usada. Este equipo debe ser instalado después del desgasificador y antes del desilter.

c) Desarcillador (Desilter): Los conos de los desarcilladores son fabricados en una gran variedad de tamaños, en un rango de 2 6 pulgadas. Son usados para separar sólidos perforados en un rango de 12 a 40 micrones. El desarcillador difiere del desander en el tamaño de los conos y punto de corte pero su funcionamiento es igual. Gran cantidad del tamaño de partícula de la barita se encuentra en el rango de “Limo” es por esta razón que en lodos densificados no es muy recomendable el uso de los desarcilladores.

Los desarcilladores son usados en lodos densificados cuando su desague (Underflow) posteriormente pueda ser procesada por las centrifugas o por una zaranda. La operación de este equipo igualmente depende de una bomba centrifuga. El lodo debe ser succionado del tanque que descarga el desarenador y su descarga procesada en el tanque continuo. Debe existir una ecualización entre los tanques del desilter, por ello es recomendable contar con una válvula que comunique ambos tanques. Nunca el lodo para alimentar al desilter debe ser del tanque donde se adicionan los químicos del lodo.

Recomendaciones para su uso:

Recomendaciones cuando no se

•

Huecos superficiales.

deben usar:

•

En lodos no densificados.

•

•

Cuando exceso de lodo

acondicionador de lodos).

Lodos

se necesita remover del sistema.

•

•

y ambientales.

Formaciones arenosas.

densificados(Use

Limitaciones económicas



VENTAJAS Operación simple



Fácil mantenimiento



Barato



No tienen partes móviles



Su operación permite



Uso de bomba centrifuga.

reducir costos, pues es



Voluminoso.

reducido el desecho de lodo



Los puntos de corte generados se





DESVENTAJAS Las propiedades del lodo afectan su desempeño.



Su operación genera degradación de los sólidos.

Incrementan la vida de la

pueden obtener con óptimas

broca y aumentan las ratas

zarandas.

de perforación.



La descarga solida es bastante humedad. No puede usarse en

lodos con fase liquida costosa. 

Requieren correctos tamaño de bomba.



Sus conos fácilmente se tapan.



El mal funcionamiento de sus conos generan excesivas pérdidas de lodo.

d) Desgasificador (Degasser): Es de suma importancia, ya que a menudo se perforan formaciones con algún contenido de gas,

el

cual

al

ser

incorporado al lodo disminuye la densidad del mismo ocasionando inestabilidad y reventones en el pozo. Este desgasificador sirve para remover gas del lodo y llevarlo lejos de las instalaciones de perforación, se usa para mantener la densidad del lodo y para mantener la presión hidrostática constante. La emulsión del gas del lodo se compone de burbujas de gas de diferentes tamaños atrapados en el lodo, las burbujas pueden ser removidas naturalmente gracias a las diferentes capacidades de flotabilidad debido a las diferentes densidades. El desgasificador cuando siguen los procedimientos correctos, la remoción del gas es más rápido y se basa en los siguientes principios: -

Reducción del espesor del fluido contaminado.

-

Depresión.

-

Sacudida mecánica.

-

Acción centrifuga.

El degasificador en una caldera se refiere al estanque desaireador de alimentación de esta. Este estanque tiene 3 funciones principales en una caldera:  Extraer el oxígeno disuelto: no está de más hacer un análisis del daño que provoca instalaciones que trabajan con el vital elemento (agua).

 Calentar el agua de alimentación: el agua de alimentación es calentada, para que al entrar a la caldera no sea necesaria tanta energía para llegar a una temperatura de utilización.  Almacenar agua de alimentación: la palabra lo indica, el desaireador es un estanque que está a continuación del estanque cisterna. Los problemas principales ocasionados por una ineficiente eliminación del gas en el lodo son:  Reducen la densidad del lodo de perforación.  Aportación de fluidos de la formación perforada.  Reventones.  Contaminación del lodo de perforación.  Inestabilidad del agujero perforado.  Disminuyen la presión hidrostática.  Reducen la eficiencia de la bomba  Dañino para los equipos del taladro (corrosivo).  Un problema potencial de control de pozo.  Letal si es toxico o inflamable. En el caso que se perfore una sección de formación con pequeñas cantidades de gas, se utiliza un desgasificador para remover el gas del lodo antes de volverlo a circular, ya que si este gas no es eliminado antes de volver a circular el lodo este tiende a disminuir la densidad del lodo, lo cual podría resultar en un reventón. Aunque desde el punto de vista técnico, un desgasificador, o separador de lodo-gas, no sea un dispositivo de remoción de sólidos, este dispositivo debería siempre estar ubicado inmediatamente después de las zarandas, porque las bombas centrífugas y los equipos de control de sólidos no funcionan eficazmente con el lodo cortado por gas.

CALCULOS

Q min =2.448 ×V ×(d 2h−d2t ) Q max =

1714 × HP Ps

Qopt =0.00679× N × E ×( 2d 2cl −d 2va) Q opt =0.0102× N × E× d 2cl T ciclo =

Vol Qmin

Dónde: V = Velocidad de ascenso mínimo del fluido (ft/seg) HP = Potencia máxima de operación Ps = Presión de descarga (psi) E = Longitud de la embolada (pulg) N = Emboladas por unidad de tiempo (EPM) (SPM) dcl = Diámetro del cilindro o pistón (pulg) dva = Diámetro del vástago (pulg) dh = Diámetro del pozo (pulg) Tciclo = Tiempo para que el fluido realice un ciclo completo (min) Vol = Volumen del fluido en circulación (gal)

1.7.

SISTEMA DE SEGURIDAD.

1.7.1. REVENTÓN Un reventón es un flujo incontrolado de fluidos de formación en la superficie. Un reventón generalmente comienza como un "Influjo”, que es una intrusión de fluidos de formación al pozo. Si la cuadrilla no maneja el influjo inmediatamente, este se puede convertir en un Reventón.

Una surgencia que no es reconocida, o que se permite continuar, descargará fluido del pozo. Cuando se produce una surgencia, y no es reconocida, o no se toma la acción debida, entonces esta puede desarrollarse hasta convertirse en un descontrol. Se producirá un flujo descontrolado del fluido del pozo, de aquí este nombre. Si el pozo descarga de una zona hacia otra formación, se denomina descontrol subterráneo. Cuando se produce una surgencia, la cuadrilla debe tomar las acciones correspondientes para retomar el control del pozo. Los efectos y el comportamiento de las surgencias deben ser entendidos para evitar que estas se conviertan en descontroles. Se debe permitir la expansión de una surgencia de gas a medida que se desplaza, con la máxima expansión casi en la superficie. Una surgencia no controlada o sin expansión puede crear problemas que la conviertan en un descontrol. Si el pozo se deja cerrado, el gas puede migrar y aumentar la presión del pozo. Por este motivo las presiones deben ser controladas. Cuando se cierra un pozo, se debe utilizar procedimientos de alivio de presión para permitir la expansión del gas, hasta iniciar los procedimientos de control de pozos. Causas de una surgencia (Patadas, arremetida ó Kicks) • No mantener el hueco lleno cuando se esté sacando tubería.

Cuando se saca tubería fuera del pozo, se debe bombear lodo dentro del pozo para reemplazar el acero que se ha sacado, de otra manera el nivel de lodo dentro del pozo descenderá llevando a una reducción de la cabeza hidrostática. Mantener el pozo lleno es sumamente crítico especialmente cuando se sacan los drillcollars, debido a su gran volumen de acero. • Reducir la presión anular por suaveo. (Swabbing) Las fuerzas friccionales que ocurren como consecuencia del movimiento del lodo, reducen la presión anular. Esto es más crítico al principio del viaje cuando este está bien balanceado pero las presiones de suaveo son mayores. • Pérdida de circulación Si se pierde fluido de perforación hacia la formación, esto puede llevar a una caída del nivel de lodo y educir la presión hidrostática. • Rata de penetración excesiva cuando se perfora a través de arenas gaseosas. Si se permite que entre mucho gas en el espacio anular, especialmente cuando suba y se esté expandiendo, esto causará una reducción en la presión anular. • Formaciones sub-presionadas. Pueden estar sujetas a fractura y pérdida de circulación, lo cual puede resultar en la pérdida de cabeza hidrostática en el anular. • Formaciones sobre-presionadas. Obviamente, si una presión de formación supera la presión anular, puede haber una patada de pozo. FUNCIONES DEL SISTEMA DE CONTROL DE POZO:  Cerrar el pozo en caso de influjo imprevisto.  Colocar suficiente contrapresión sobre la formación.  Recuperar el control primario del pozo. Para controlar necesitamos los siguientes equipos:

1. Conjunto de BOPS 2. Línea del estrangulador o línea de matar 3. Múltiple de estrangulación 4. Unidad de cierre a distancia – acumulador

SISTEMA DE SEGURIDAD Es uno de los principales componentes de un taladro. Está formado por las válvulas que impiden reventones, cuya función principal es controlar mecánicamente una arremetida, que si no se controla a tiempo se puede transformar en un reventón. a) La unidad acumuladora Los acumuladores hidráulicos son los primeros sistemas que han resultado ser satisfactorios. El acumulador provee una manera rápida, confiable y práctica para cerrar los preventores cuando ocurre una surgencia. Debido a la importancia de la confiabilidad, los sistemas de cierre tienen bombas adicionales y un volumen excesivo de fluido además de los sistemas de apoyo. Se mantienen cargados los sistemas de acumuladores por medio de bombas de aire o eléctricas.

b) El preventor anular Los preventores anulares, a veces llamados los preventores de bolsa, preventores esféricos o simplemente Hydrills, probablemente sean los dispositivos más versátiles para controlar la presión en el cabezal del pozo. Se instala en la parte superior de los

preventores de arietes. Es el primero en cerrar cuando se presenta un brote, siendo que su tamaño y capacidad debe ser igual a los arietes. Consta en su parte inferior de un elemento de hule sintético que sirve como empacador al momento de cierre. Poseen un elemento de goma que sella al cuadrante, la sarta de perforación, los portamechas o al hoyo mismo si no existiere sarta en el hoyo.

c) Preventores de Ariete: Consisten de grandes válvulas de acero (arietes) que tienen elementos de goma que sirven de sello. Los preventores de arietes son capaces de aislar el espacio anular y el pozo sin tubería. El

preventor

de

arietes

tiene

como

característica principal el poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes, según se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseño es considerado como el más seguro. Otras características son: -

El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble.

-

Puede instalarse en pozos terrestres o costa afuera.

-

La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.

-

Tiene un sistema de operación secundario para cerrar manualmente los

arietes. -

Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule auto-alimentable.

-

Los arietes de corte sirven para cortar la tubería y cerrar completamente el

pozo.

Preventores de Ariete Ciego: Se utiliza para sellar un hoyo abierto. Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y de un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tubería en su interior y que por la manifestación del brote no sea posible introducirla. Se instalan en bonetes normales y modificados para arietes de corte.

Preventores de Corte o Cizallamiento: Permiten cortar la tubería de perforación en el caso de que los otros preventores fallen, y así poder cerrar el pozo en el caso de una arremetida. Los arietes de corte están constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas. La función de estos arietes es cortar tubería y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo, cuando no se dispone de los arietes ciegos. Durante la operación normal de perforación, están instalados en bonetes modificados, aumentando el área del pitón y la carrera de operación.

d) El BOP Una válvula grande instalada en el extremo superior de un pozo, que puede cerrarse si la brigada de perforación pierde el control de los fluidos de formación. Mediante el cierre de esta válvula (operada generalmente en forma remota a través de accionadores hidráulicos), la brigada de perforación generalmente retoma el control del yacimiento, y se pueden iniciar los procedimientos para incrementar la densidad del lodo hasta que es posible abrir el BOP y mantener el control de la formación en términos de presión. Los BOPs se comercializan en una diversidad de estilos, tamaños y presiones nominales. Algunos pueden cerrar efectivamente un agujero descubierto, otros están diseñados para cerrarse alrededor de los componentes tubulares del pozo (columna de perforación, tubería de revestimiento o tubería de producción), y otros cuentan con superficies de rotura de acero templado que pueden atravesar concretamente la columna de perforación. Dado que los BOPs revisten una importancia crítica para la seguridad de la brigada, el equipo de perforación y el pozo en sí, son inspeccionados, probados y remozados a intervalos regulares determinados por una combinación de procesos de evaluación de riesgos, prácticas locales, y requisitos legales y de tipos de pozos. Las pruebas de los BOPs incluyen desde la verificación diaria de sus funciones en pozos críticos hasta verificaciones mensuales o menos frecuentes en pozos con bajas probabilidades de problemas de control.

‘Preventor’ de reventones El BOP es una válvula especializada, grande, usada para sellar, controlar y monitorear los pozos de gas y petróleo. Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones erráticas extremas y flujo incontrolado (amago de reventón de la formación) que surge del yacimiento durante la perforación. Los amagos o arremetidas de la formación llevan a un evento potencialmente catastrófico conocido como reventón. Además de controlar la presión pozo abajo y el flujo de petróleo y gas, los ‘preventores’ de reventón evitan que la tubería de perforación y revestimiento, las herramientas y los fluidos de perforación sean expulsados del recinto del pozo cuando hay un amago de reventón. Los BOP son críticos para la seguridad de la cuadrilla, los equipos y el ambiente, y para el monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo; por esta razón, los BOP deben ser dispositivos a prueba de fallas. Los términos ‘preventor’ de reventón, conjunto de ‘preventores’ de reventón y sistema de ‘preventores’ de reventón se usan en forma común e intercambiable para describir, en general, varios ‘preventores’ apilados de diversos tipos y funciones, así como sus componentes auxiliares. Un ‘preventor’ de reventones submarino típicamente incluye componentes como líneas hidráulicas y eléctricas, módulos de control, acumuladores hidráulicos, válvulas de prueba, líneas de matar y estrangular y válvulas, junta del tubo elevador, conectores hidráulicos y bastidor de soporte. Dos categorías de BOP son las prevalentes: de arietes y anular. Los conjuntos de BOP generalmente utilizan los dos tipos, con al menos un BOP anular apilado sobre varios BOP de ariete. Los ‘preventores’ de reventón se usan en tierra, en plataformas marinas y en el lecho marino. Los BOP en tierra y submarinos se aseguran en la parte superior del pozo, conocida como cabezal del pozo. Los BOP en plataformas marinas se montan debajo de la cubierta. Los BOP submarinos se conectan a la plataforma costa afuera a través del tubo montante de perforación, que brinda una vía continua para la sarta de perforación y los fluidos que emanan del recinto del pozo. En realidad, el tubo elevador extiende el recinto del pozo hasta la plataforma.

Usos y funcionamiento: Los BOP vienen en una variedad de estilos, tamaños y clasificaciones de presión. Varias unidades individuales que sirven diversas funciones se combinan para componer un conjunto de ‘preventores’ de reventón. A menudo se utilizan múltiples preventores de reventón del mismo tipo para lograr redundancia, un importantísimo factor en la efectividad de dispositivos a prueba de fallas.

Las principales funciones de un sistema de ‘preventores’ de reventón son: 

Confinar los fluidos del pozo al recinto del pozo.



Suministrar el medio para incorporar fluidos al pozo.



Permitir retirar volúmenes controlados de fluidos del recinto del pozo.



Además de realizar esas funciones primarias, los sistemas de BOP se usan para:



Regular y monitorear la presión del recinto del pozo.



Centrar y colgar la sarta de perforación en el pozo.



Cerrar el pozo, es decir, sellar el espacio anular entre las tuberías de perforación y de revestimiento.



“Matar” el pozo o prevenir el flujo de fluidos de la formación al recinto del pozo.



Sellar el cabezal del pozo (cerrar el recinto). 



Recortar la tubería de revestimiento o de perforación en casos de emergencia. 

Al perforar un pozo de alta presión, la sarta de perforación pasa a través del conjunto de BOP hacia el yacimiento. A medida que se perfora se inyecta lodo o fluido de perforación por la sarta hasta la barrena. El lodo retorna por el espacio anular entre la tubería revestidora y la de perforación. La columna del lodo de perforación ejerce

hacia abajo una presión hidrostática que contrarresta la presión opuesta de la formación y permite que prosiga la perforación. Cuando se presenta un amago de reventón, los operadores del equipo o los sistemas automáticos cierran las unidades de los BOP, sellando el espacio anular para detener la salida de los fluidos del recinto del pozo. Luego se hace circular lodo de mayor densidad por la sarta de perforación, en el recinto del pozo y hacia arriba por el espacio anular y la línea de estrangular en la base del conjunto de BOP y por los estranguladores hasta superar la presión pozo abajo. Una vez que el “peso de matar” se extiende desde el fondo hasta la parte superior del pozo, se ha “matado” el pozo. Si la integridad del pozo se mantiene, se puede reiniciar la perforación. Alternativamente, si no es factible la circulación, se puede matar el pozo “a la fuerza”, es decir, bombeando a la fuerza lodo más pesado desde la parte superior a través de la conexión de la línea de matar en la base del conjunto de BOP. Esto es lo menos deseable debido a que son necesarias mayores presiones en la superficie y porque mucho del lodo que originalmente está en el espacio anular será forzado hacia adentro de la formación receptiva en la sección del pozo sin entubar, debajo de la zapata más profunda de la revestidora. Si los ‘preventores’ de reventón y la columna de lodo no restringen la presión hacia arriba de una arremetida del pozo, el resultado será un reventón que potencialmente puede expulsar violentamente por el recinto del pozo, tubería, petróleo y gas, dañando el equipo de perforación y dejando en duda la integridad del pozo. Los yacimientos comerciales de petróleo y gas, cada vez más raros y remotos, han llevado la exploración y producción de pozos a zonas costa afuera en aguas profundas, que requieren que los BOP permanezcan sumergidos en condiciones extremas por largo tiempo. Como resultado, los BOP se han tornado más grandes y pesados (una unidad de BOP de un solo ariete puede pesar más de 30.000 libras), en tanto que el espacio asignado a los conjuntos de BOP en las plataformas marinas no ha aumentado proporcionalmente. Por tanto, un punto clave en el desarrollo tecnológico de ‘preventores’ de reventón en las dos últimas décadas ha sido limitar su huella y peso, pero aumentar su seguridad y capacidad de operación.

Tipos de BOP: Los BOP vienen en dos tipos básicos: de arietes y anulares. A menudo se usan juntos en equipos de perforación, típicamente por lo menos un BOP anular coronando un conjunto de ‘preventores’ de arietes. Un BOP de ariete tiene un funcionamiento similar al de una válvula de compuerta, pero usa un par de émbolos de ariete opuestos. Los arietes se extienden hacia el centro del recinto del pozo para restringir el flujo, o se retraen para permitirlo. Las caras superior e inferior de los arietes están provistas de obturadores (sellos de elastómero) que se comprimen uno contra el otro, contra la pared del pozo y alrededor de la tubería que atraviesa el recinto del pozo. Salidas en los lados del cuerpo del BOP se usan para conexiones de las líneas de estrangular y de matar o de válvulas. Un ‘preventor’ tipo anular puede cerrarse alrededor de la sarta de perforación, de revestimiento o de un objeto no cilíndrico, como la junta Kelly. La tubería de perforación, incluidas las uniones de diámetro mayor o conectores roscados, puede moverse verticalmente a través de un ‘preventor’ anular a tiempo que se contiene la presión desde abajo aplicando un control cuidadoso de la presión hidráulica de cierre. Los preventores anulares son también efectivos para sellar alrededor de la tubería

de

perforación,

incluso

mientras

gira

durante

la

perforación.

Las regulaciones requieren que un ‘preventor’ anular pueda cerrar completamente un recinto de pozo, pero generalmente no son tan efectivos como los ‘preventores’ de ariete para mantener el sello en un pozo abierto o sin entubar. Típicamente, los ‘preventores’ anulares van ubicados en la parte superior del conjunto de BOP, con uno o dos BOP anulares encima de una serie de varios ‘preventores’ de ariete. Un ‘preventor’ anular usa el principio de cuña para sellar el recinto del pozo. Tiene un sello de caucho tipo donut, conocido como unidad obturadora de elastómero, reforzada con costillas de acero. La unidad obturadora está situada en el compartimiento del BOP entre el cabezal y el pistón hidráulico. Cuando se activa el

pistón, su empuje hacia arriba fuerza el cierre de la unidad de obturación, como un esfínter, sellando el espacio anular o el pozo abierto. Los ‘preventores’ anulares tienen sólo dos piezas móviles, pistón y unidad de obturación, que los hacen más simples de mantener que los ‘preventores’ de ariete.

Métodos de control: Cuando los taladros perforan en tierra o en aguas muy someras donde el cabezal del pozo está por encima del nivel del agua, los BOP son activados por presión hidráulica desde un acumulador remoto. En el taladro se montan varias estaciones de control. También se cierran y abren manualmente haciendo girar grandes manubrios que parecen volantes de dirección.

En operaciones costa afuera, con el cabezal del pozo apenas por encima de la línea del lodo en el lecho marino, hay cuatro maneras principales para controlar un BOP: 

Señal eléctrica de control, enviada desde la superficie a través de un cable de control. 



Señal acústica de control, enviada desde la superficie basada en una pulsación modulada/codificada de sonido, transmitida por un transductor submarino. 



Intervención de vehículo de mando a distancia (ROV), válvulas de control mecánico y presión hidráulica al conjunto de BOP. 



Interruptor de contacto continuo/autocortante, activación a prueba de fallas de BOP seleccionado durante una emergencia, y si las líneas de control, alimentación eléctrica e hidráulicas han sido cercenadas. 



Dos módulos de control se suministran en el BOP para redundancia. El control de señal eléctrica de los módulos es el primario. Los controles acústicos, por intervención de ROV e interruptor de contacto continuo, son secundarios.

Un sistema de desconexión de emergencia (EDS) desconecta el taladro del pozo en casos de emergencia. El EDS también dispara automáticamente el interruptor de contacto continuo, que cierra del BOP y las válvulas de matar y estrangular. El EDS puede ser un subsistema del módulo de control del conjunto de BOP o puede ser separado. Las bombas en el equipo de perforación normalmente entregan presión al conjunto de BOP a través de líneas hidráulicas. Los acumuladores hidráulicos en el conjunto de BOP permiten cerrar los ‘preventores’ de reventón, incluso si están desconectados del taladro. También es posible iniciar el cierre de los BOP automáticamente con base en presión demasiado alta o flujo excesivo. El sistema de control superficial deberá de tener la capacidad de proveer el medio adecuado para cerrar el pozo y circular el fluido invasor fuera de él.

e) El choke manifold o múltiple y líneas de estrangulación El múltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces y T's de flujo, estranguladores y líneas. Se diseñan para controlar el flujo de Iodo y los fluidos invasores durante el proceso de control de un pozo. Son válvulas que pueden abrirse o cerrarse completamente, existen muchísimas posiciones entre los dos extremos para circular la arremetida hacia fuera y bombear lodo nuevo hacia el hoyo. A medida que el influjo va saliendo del hoyo, se va reduciendo la apertura del estrangulador a posiciones que mantienen la suficiente presión para permitir que salga el influjo y lodo, pero no permite que salga más fluido de perforación.

En un sistema de control superficial está conectado al arreglo de preventores a través de líneas metálicas que proporcionan alternativas a la dirección del flujo o permiten que éste (por medio de las válvulas) sea confinado totalmente. La estandarización y aceptación de los múltiples de estrangulación están reglamentados por la Norma API 16C y por las prácticas recomendadas API RP53. El diseño del múltiple de estrangulación debe considerar varios factores que deberán tenerse en cuenta, siendo estos: -

Primero se debe establecer la presión de trabajo que al igual que el arreglo de preventores, estará en función de la presión máxima superficial que se espera manejar, así como de las presiones anticipadas de la formación.

-

El o los métodos de control del pozo a usar para incluir el equipo necesario.

-

El entorno ecológico que rodea al pozo.

También es importante tomar en cuenta la composición, abrasividad y toxicidad de los fluidos congénitos y el volumen por manejar. Estranguladores ajustables.- Los estranguladores ajustables son accesorios diseñados para restringir el paso de fluidos en las operaciones de control, generando con esto una contra presión en la tubería de revestimiento, con el fin de mantener la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento, lo que facilita la correcta aplicación de los métodos de control.

Estranguladores ajustables. La norma API-16C recomienda que se debe disponer de dos estranguladores ajustables manuales y uno hidráulico en pozos terrestres. En los pozos marinos se recomienda utilizar un estrangulador hidráulico adicional. Los métodos vigentes de control de pozos se basan en mantener una presión de fondo constante que equilibre la presión de formación, y están en función de las variables siguientes: -

Gasto y presión de bombeo.

-

Columna hidrostática en el espacio anular.

-

Contra presión ejercida en el sistema.

Por lo que para cumplir con la condición de equilibrio de presión se recurre a las variables señaladas siendo la más sencilla y práctica la contrapresión ejercida, la cual se controla con el estrangulador ajustable. Es decir, que en vez de variar el gasto, la presión de bombeo o la densidad del fluido de perforación, resulta más fácil estar variando el diámetro del estrangulador para mantener la presión de fondo constante durante la operación de control.

Estrangulador hidráulico.- Su diseño consta de entrada y salida bridadas. En función a su rango de trabajo, es instalado en el múltiple de estrangulación y se opera por medio de una consola de control remoto.

Estranguladores hidráulicos variables. Algunas ventajas adicionales en comparación con un estrangulador ajustable manual son: 1. La velocidad de cierre y apertura, así como las opciones del diámetro del orificio. 2. Cuando se obstruye por pedacerías de hule, formación y/o fierro, se facilita su apertura hasta el diámetro máximo rápidamente, puede cerrarse posteriormente sin suspender la operación de control.

f) Línea de matar La línea de matar es una de las partes integrales del sistema de control superficial, requerido para llevar a cabo las operaciones de control de pozos, cuando el método normal de control (a través de la flecha o directamente por la tubería) no puede ser empleado. La línea de matar conecta las bombas de Iodo del equipo, con una de las salidas laterales del carrete de control o de los preventores. La conexión de la línea de

matar al arreglo de preventores, dependerá de la configuración parcial que tengan, pero debe localizarse de tal manera que se pueda bombear fluido debajo de un preventor de arietes, que posiblemente sea el que se cierre. Sólo en caso de extrema urgencia, la línea de matar podrá conectarse a las salidas laterales del cabezal o carrete de TR o debajo de un preventor de arietes para tubería que se encuentre más abajo en el arreglo. Para rangos de presión de trabajo mayores de 5000 [Ib/pg2], se instalará una línea de matar remota (a una distancia considerable) para permitir el uso de una bomba de alta presión, si las bombas del equipo se vuelven inaccesibles o inoperantes.

CARRETE DE CONTROL El carrete de control se instala para conectar las líneas primarias de matar y estrangular en un conjunto de preventores. El API-RP-53 recomienda que estas líneas se conecten a un preventor con salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la gran ventaja de disminuir la altura del conjunto de preventores, así como el número de bridas que, como se mencionó, es el punto más débil del conjunto.

Carrete de control. Sin

embargo,

en

la

de

los

mayoría casos

se

prefiere

usar

un

carrete, ya

que, como

están

sujetos

a

la erosión, resulta más económico eliminar un carrete que un preventor; también se dispone de mayor espacio entre preventores, lo que facilita la introducción de la tubería a presión. A continuación mencionaremos las especificaciones para los carretes de control. -

Para rangos de presión de 2000 y 3000 [Ib / pg 2] las salidas laterales deben tener un diámetro interior mínimo de 2 [pg] y ser bridadas o de grampa.

-

El diámetro interior debe ser por lo menos igual al del último cabezal instalado en el pozo.

-

Es conveniente tener instalado un preventor de arietes en la parte inferior del carrete de control.

-

Para los rangos de presión de trabajo 5000, 10000 y 15000 [Ib/pg 2] las salidas deben ser de un diámetro interior mínimo de 2 [pg] para la línea de matar y de 3 [pg] para la línea de estrangular.

-

El rango de presión de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores.

-

Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar las líneas primarias de matar y estrangular, con el objeto de evitar el daño que por erosión se puede provocar a la instalación definitiva al pozo. Estas salidas pueden ser utilizadas como líneas auxiliares (secundarias) de matar y estrangular, debiendo limitar su uso al tiempo mínimo posible cuando ocurran fallas en ellas.

EQUIPOS PARA LA DETECCIÓN TEMPRANA DE INFLUJOS

Existen equipos mínimos requeridos para la detección temprana de influjos (detectores primarios): 

Medidor de nivel de fluido en las presas (totalizador de volumen, PVT).



Indicador del flujo del espacio anular (medidor de flujo diferencial).



Tanque de viajes.



Detectores de gas.



Equipo complementario (detector secundario), para confirmación del brote o detección tardía.

SISTEMA PVT Monitoriza y registra el volumen total de fluido en las presas y su variación. Componentes:

Componentes del sistema PVT

-

Flotadores y potenciómetros que miden el nivel de fluido en las presas y envían señal eléctrica proporcional.

-

Totalizador electrónico que registra y muestra el volumen total y los cambios de volumen.

-

Sistema de alarmas audio visuales.

INDICADORES DE FLUJO EN EL ESPACIO ANULAR (LÍNEA DE FLOTE)

Tiene la función de detectar los cambios en el flujo que retorna del pozo. Componentes: -

Sensor electromecánico.

-

Registrador electrónico.

-

Grabadora (opcional).

Sistema PVT con indicador de flujo

TANQUE DE VIAJES Es un dispositivo que mide el desplazamiento de los tubulares entrando y saliendo del pozo para la detección temprana de flujos imprevistos en el pozo. Componentes: -

Tanque de volumen conocido y calibrado (comúnmente de 30 a 50 [Bls]).

-

Sistema de medición o calibración sensible.

-

Bomba de centrifuga con motor eléctrico para llenar el pozo.

-

Líneas de llenado y de descarga.

-

Línea de sobre flujo saliendo de la línea de retorno del anular (línea de flote).

Esquema de los componentes del tanque de viajes DETECTOR DE GAS Componentes: -

Trampa de gas. Se ubica por lo general en las cajas de la temblorinas.

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Analizador de gas. Reporta el contenido de gas en unidades de gas o en porcentaje.

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Líneas de conducción. Transportan el gas desde la trampa hasta el analizador.

Registrador. Muestra el valor del gas reportado por el analizador

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES La coordinación para realizar y poner en practica la realización de un proyecto como es el de perforar un pozo petrolero, necesita de tener una planeación adecuada de los equipos de perforación a utilizar. En lo que se refiere a la planeación en el sector petrolero de Bolivia, considero que no se tiene una coordinación adecuada para llevar a cabo un buen proyecto de perforación, debido a que por la forma en la que se encuentra estructurado nuestro

sector se tiene una división entre el área que planea el desarrollo de un campo petrolero y el área de perforación. Se observa que existen muchas deficiencias por parte del desarrollo de la perforación del pozo debido a que no se tiene bien definido quien es el responsable de las actividades que se tienen que hacer, así como que métodos y técnicas se tienen que realizar, esto debido a que la tecnología en materia petrolera se encuentra creciendo constantemente y los métodos usados por los ingenieros de mayor antigüedad en el campo se encuentran en algunos casos obsoletos y estos se niegan a cambiar dichas técnicas, conservando sus métodos de trabajo, los cuales, si bien es cierto que se han dado resultados en el pasado, se tienen que actualizar ya que, sería más conveniente que se diera oportunidad de probar las nuevas tecnologías ya probadas en el ambiente petrolero y mejorar el nivel de eficiencia en el desarrollo de la perforación de un campo petrolero. Este trabajo tiene la finalidad de proponer un método, que coadyuve a definir de manera clara y objetiva de cómo se debe de planear y definir el programa de peroración de un pozo, así como quien será el responsable de las diferentes actividades que se tiene que dar al momento de perforar un pozo y que técnicas mínimas se deben de tener a la hora de planear un pozo.

RESUMEN Uno de los objetivos principales de este trabajo especial consiste en suministrar información sobre los equipos de perforación de pozos petroleros. Esta información ha sido preparada con el propósito de brindar datos concisos y exactos para llevar a cabo un programa de todos los equipos de un equipo de perforación. Se presentó la visión general de los sistemas que conforman un equipo de perforación de pozos. Tomando en consideración la información encontrada durante el desarrollo del trabajo especial de grado, se diseñaron formatos de investigación para cada uno de los equipos, los cuales permitieron especificar los equipos y las partes que tiene cada uno de estos, así como también se señaló la función de cada uno. Se logró realizar un programa general de los equipos de perforación.