• Author / Uploaded
• Alicia Hernandez

Citation preview

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 1 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

WELL CAP INTRODUCTORIO FECHA DE EMISION 22 / AGOSTO / 2015

AGENTE CAPACITADOR: DSC-110824-2S1-0013 www.dysco.edu.mx Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 1

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 2 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Dysco reserves the right to change product specifications without notice. Dysco se reserve el derecho de modificar las especificaciones del o los productos sin notificación alguna. The Dysco Logo, The classic (retro) Dysco logo, the Dysco Code Logo, the Dysco University Logo, Integral Telemetry Solutions Logo, Cloud Logger SCADA Logo are trademarks of Dynamic Software-Based Controls. El logo de Dysco, El logo clasico (retro) de Dysco, el Logo del Código de Dysco, el Logo de Dysco University, el Logo de Integral Telemetry Solutions y el Logo de CloudLogger SCADA son marca registradas de Dynamic Software-Based Controls. Dysco, Dysco University, Integral Telemetry Solutions, CloudLogger SCADA is a trademark and service mark of Dynamic SoftwareBased Controls. Dysco, Dysco University, Integral Telemetry Solutions, CloudLogger SCADA son marca registrada de Dynamic Software-Based Controls. All other trademarks are the property of their respective owners. Todas las demás marcas registradas son propiedad de sus respectivos autores y/o propietarios. No part of this document may be reproduced in any form or by any means, electronic or mechanical, including photocopying, without express writer permission of Dynamic Software-Based Controls. Ninguna parte de este documento deberá de ser reproducida de ninguna forma y en ningún medio, electrónico o mecánico, incluyendo fotocopias, sin la expresa autorización de Dynamic Software-Based Controls. © 2015 Dynamic Software-Based Controls, All rights reserved. © 2015 Dynamic Software-Based Controls, Todos los Derechos Reservados.

C. Tamaulipas No. 407, Col. Petrolera, C.P. 96500 Coatzacoalcos, Veracruz, Estados Unidos Mexicanos Phone / Teléfono: + 52 921 2121753 FREE CALL / LADA SIN COSTO 01 800 839 3099 Mail / Correo electrónico: [email protected] Website / Página web: www.dysco-university.edu.mx Revision Number / Numero de Revisión: 1, Date: 13/07/2015 Printed in México / Impreso en los Estados Unidos Mexicanos Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 2

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 3 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

ÍNDICE UNIDAD 1.- CONCEPTOS Y CALCULOS DE PRESIONES ..............................................................................................6 1.- TIPOS DE PRESIÓN ............................................................................................................................................................ 6 2.- CÁLCULOS BASICOS PARA EL CONTROL DE UN BOTE .................................................................................................... 26 3.- CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS .................................................................................................................................... 29 4.- RELACIÓN ENTRE PRESIÓN/DENSIDAD (DEL) ................................................................................................................. 31 5.- RELACIÓN VOLUMEN / ALTURA POR EFECTO DE LA PRESIÓN ....................................................................................... 32 6.- LÍMITES MÁXIMOS DE PRESÓN DENTRO DEL POZO ...................................................................................................... 33

UNIDAD 2.- CAUSAS DE LOS BROTES ......................................................................................................................39 1.- CAUSAS DE LOS BROTES ................................................................................................................................................. 39 2.- DENSIDAD INSUFICIENTE DE LODO ................................................................................................................................ 41 3.- LLENADO INSUFICIENTE DURANTE LOS VIAJES .............................................................................................................. 42 4.- EFECTOS DE SONDEO Y PISTONEO AL MOVER LA TUBERIA ........................................................................................... 47 5.- CONTAMINACIÓN DEL LODO CON GAS (“CORTE”) ........................................................................................................ 48 6.- PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN ........................................................................................................................................... 49 7.- PRESION ANORMAL DE FORMACIÓN ............................................................................................................................. 49

UNIDAD 3.- DETECCIÓN DE BROTES .......................................................................................................................50 1.- INDICADORES DEFINIDOS............................................................................................................................................... 50 2.- INDICADORES DE BROTES INDEFINIDOS AL ESTAR PERFORANDO ................................................................................. 52

UNIDAD 4.- DATOS UTILIZADOS EN EL CONTROL DE BROTES ................................................................................56 1.- INFORMACIÓN DE REGISTRO PREVIA. ........................................................................................................................... 56 2.- PRESIONES MÁXIMAS PERMISIBLES. .............................................................................................................................. 56 3.- DESPLAZAMIENTO Y CAPACIDAD. .................................................................................................................................. 56 4.- CUIDADOS QUE DEBEN TENERSE. .................................................................................................................................. 58 5.- CÁLCULOS Y PROBLEMAS POR RESOLVER. ..................................................................................................................... 59

UNIDAD 5.- PROCEDIMIENTOS ...............................................................................................................................63 1.- PROCEDIMIENTOS DE CIERRE. ....................................................................................................................................... 63 2.- SUPERVISIÓN DURANTE LA OPERACIÓN DE CIERRE DEL POZO. .................................................................................... 68 3.- PROCEDIMIENTOS PARA EFECTUAR SIMULACROS DE BROTES. .................................................................................... 71 4.- PRUEBAS DE FORMACIÓN. ............................................................................................................................................. 76 5.- OPERACIONES DE DESLIZAMIENTO DE TUBERÍA (STRIPPING). ...................................................................................... 78 Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 3

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 4 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 6.- CARACTERÍSTICAS Y COMPORTAMINETO DEL GAS ............................................................................82 1.- CARACTERÍSTICAS DEL GAS ............................................................................................................................................ 82 2.- TIPO DE GASES ............................................................................................................................................................... 83 3.-DENSIDAD DEL GAS ......................................................................................................................................................... 83 4.-MIGRACION DEL GAS SIN EXPANSIÓN ............................................................................................................................ 83 5.- MIGRACIÓN DEL GAS CON EXPANSIÓN CONTROLADA .................................................................................................. 84 6.- EXPANSIÓN DESCONTROLADA DEL GAS ........................................................................................................................ 85 7.- COMPORTAMIENTO Y SOLUBILIDAD DEL GAS ............................................................................................................... 85 8.-MIGRACIÓN DEL GAS (CONSIDERACIONES) .................................................................................................................... 86 9.- COMPORTAMIENTO DEL GAS ........................................................................................................................................ 87 10.- MEDICIÓN PARA OBTENER LA TEMPERATURA ABSOLUTA .......................................................................................... 88

UNIDAD 7.- MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS CON PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE ......................................89 1.- MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS CON PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE Y OBJETIVOS ............................................ 89 2.- PRINICIPIO DE LOS MÉTODOS DE CONTROL CON PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE .................................................... 90 3.- DESCRIPCIÓN DE LOS MÉTODOS .................................................................................................................................... 91 4.- HOJA DE CONTROL DE BROTES ...................................................................................................................................... 96

UNIDAD 8.- PROBLEMAS PREVIOS O DURANTE EL CONTROL DE UN POZO...........................................................97 1. ESTRANGULADOR (TAPADO O LAVADO) ......................................................................................................................... 97 2.- LINEA DE ESTRANGULADOR TAPADA ............................................................................................................................. 98 3.- TAPONAMIENTO DE TOBERAS EN LA BARRENA ............................................................................................................ 98 4.- TOBERAS DESPRENDIDAS EN LA BARRENA .................................................................................................................... 98 5.- AGUJERO EN LA SARTA O TUBERIA LAVADA .................................................................................................................. 99 6.- SARTA DE PERFORACIÓN PARCIALMENTE TAPONADA ................................................................................................ 100 7.- SARTA DE PERFORACIÓN TAPONADA .......................................................................................................................... 100 8.- PRESIÓN EXCESIVA EN SUPERFICIE .............................................................................................................................. 100 9.- PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN PARCIAL CUANDO SE CONTROLA UN POZO ..................................................................... 101 10.- PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN TOTAL ............................................................................................................................. 102

UNIDAD 9.- FLUIDOS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS. ..................................104 1.- CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN .................................................................................................... 104 2.- DESCRIPCIÓN DE LOS FUIDOS ...................................................................................................................................... 104 3.- FUNCIONES DE LOS ADITIVOS ...................................................................................................................................... 107 Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 4

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 5 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

4.- PROPIEDADES DEL LODO .............................................................................................................................................. 109 5.- TÉCNICAS PARA DETERMINAR LA DENSIDAD DEL FLUIDO ........................................................................................... 114 6.- CONDICIONES DE SEGURIDAD PARA EL PERSONAL EN EL MANEJO DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN .................... 115 7.- FUNCIONES DEL LODO DE PERFORACIÓN .................................................................................................................... 116

UNIDAD 10.- SISTEMAS SUPERFICIAL Y SUBSUPERFICIAL DE CONTROL DE POZOS .............................................119 1.- UNIDAD PARA OPERAR PREVENTORES ........................................................................................................................ 119 2.- CABEZAL DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO ................................................................................................................. 134 3.- CARRETE DE CONTROL ................................................................................................................................................. 135 4.- PREVENTOR DE ARIETES ............................................................................................................................................... 137 5.- PREVENTOR ANULAR.................................................................................................................................................... 142 6.- CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL ................................................................................................................. 148 7.- CONJUNTO DE PREVENTORES DE SUPERFICIE ............................................................................................................. 172 8.- SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO ................................................................................................................................... 176 9.- INSPECCION FISICA DEL CONJUNTO DE PREVENTORES ............................................................................................... 179 10.- FRECUENCIA DE LAS PRUEBAS CON PRESION ............................................................................................................ 180 11.- PROBADORES ............................................................................................................................................................. 184 12.- REFACCIONAMIENTO MINIMO DISPONIBLE EN EL POZO .......................................................................................... 185 13.- EQUIPO AUXILIAR PARA LA DETECCION OPORTUNA DE BROTES .............................................................................. 186

UNIDAD 11.- EQUIPO DE SUPERFICIE ...................................................................................................................204 1.- CONJUNTO DEL ARBOL DE NAVIDAD .......................................................................................................................... 204 2.- SISTEMAS DE SEGURIDAD EN SUPERFICIE ................................................................................................................... 212 3.- INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIAL ....................................................................................................... 213 4.- INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUPERFICIAL ............................................................................................................. 213 5.- DISPOSITIVOS QUE ACCIONAN LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD ................................................................................... 214

UNIDAD 12.- APÉNDICE ........................................................................................................................................216 A) TUBERÍAS ...................................................................................................................................................................... 216 B) TABLAS DE CAPACIDADES Y GASTOS............................................................................................................................. 235 C) TABLAS DE MISCELÁNEAS ............................................................................................................................................. 241

UNIDAD 13.- GLOSARIO ........................................................................................................................................270

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 5

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 6 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 1.- CONCEPTOS Y CALCULOS DE PRESIONES 1.- TIPOS DE PRESIÓN A.- PRESIÓN Se define como la fuerza aplicada a una unidad de área. 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 =

𝐹𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎 (𝑘𝑔 𝑜 𝑙𝑏) Á𝑟𝑒𝑎 (𝑐𝑚2 𝑜 𝑝𝑔2

= 𝑘𝑔⁄𝑐𝑚2 𝑜 𝑙𝑏⁄𝑝𝑔2

Ejemplo 1 ¿Qué presión se ejerce en el área de un círculo con diámetro de 10 pg aplicando una fuerza de 1,000 lb? F A

PRESIÓN =

PRESIÓN =

A

1,000 lb 78.54

pg2

A

=

0.7854 x D2 0.7854 x 102 0.7854 x 100

=

78.54 pg2

=

P = 12.73 lb/pg2 De la formula base se despejan Fuerza y Área como sigue: PRESIÓN =

F ; A

F = P x A;

A=

F P

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 6

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 7 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Ejemplo 2 ¿Qué fuerza se ejerce en un silo de barita, el cual tiene un diámetro de 3 mt y presión de 20 lb/pg2? F= PXA A = 0.7854 x D2 = 0.7854 x (3)2 A = 0.7854 x (3 mt x 100 ÷ 2.54) A = 0.7854 x (118.11) pg. A = 0.7854 x (118.11)2 A = 10,956.31 PG2 FUERZA = 20.0 lb/pg2 x 10,956.31 pg2 FUERZA = 219,126.0 lb FUERZA = 99,603 kg

B.- PRESIÓN HODROSTÁTICA Esta presión, suministra el control primario del pozo. Una columna de fluido sin movimiento, ejerce una presión hidrostática, dependiendo de la densidad de fluido y la profundidad vertical al punto de interés, y se expresa en kg/cm 2 o lb/pg2. Siendo su fórmula en el sistema métrico decimal (SMD). PH =

Densidad del fluido (gr/cm3) x profundidad (m) 10

;

PH =

DxH 10

Sistema Ingles: PH = Densidad (lb/gal) x profundidad (pies) x 0.052= lb/pg2 Para el caso de pozos direccionales, utilizar la profundidad vertical verdadera (PVV) y no la desarrollada (PD). Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 7

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 8 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Ejemplo: ¿Cuál será la PH de un pozo con una PD de 3,933 m y una PVV de 3,202 m, con un lodo de 1.23 gr/cm3? PH =

DxH 10

=

1.23 x 3,202 PH = 393.8 kg/cm2 10

Un pozo tiene una profundidad desarrollada de 6,825 pies, y su profundidad vertical verdadera es de 6,215 pies, ¿Cuál es la presión hidrostática en el fondo del pozo con un fluido de 9.3 ppg? PH = Densidad (lb/gal) x profundidad (pies) x 0.052= lb/pg2 PH = (lb/gal) x (profundidad en pies) x 0.052 PH = (9.3 ppg) x (6,215 pies) x 0.052 PH = 3,150.7 psi

C.-DENSIDAD Se define como: La masa (gramos) de una sustancia por la unidad de volumen (cm3) y se expresa en: Gr/cm3. Lb/gal y lb/pie3 Siendo su fórmula: Masa (gr) Volumen (cm3) Nota: Para medición de la densidad su aproximación es hasta centésimas. DENSIDAD =

D.- GRADIENTE DE PRESIÓN El gradiente de presión normalmente se expresa como la presión, que el fluido ejerce por metro, en el sistema métrico sus unidades son: kg/cm 2/m.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 8

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 9 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Para conocer cuanta presión ejerce un fluido de una densidad dada por cada unidad de longitud, usaremos el gradiente de presión. Para convertir una densidad a gradiente en el sistema métrico decimal (SMD). Se procede como sigue: G=

D

;

D = G x 10

10 Ejemplo: Cambiar de densidad a gradiente: DENSIDAD Gr/cm3 1.20 0.85 2.20

GRADIENTE Kg/cm2/m 0.120 0.085 0.220

También se aplica el gradiente para calcular la PH PH = G x h Dónde: PH = Presión hidrostática G = Gradiente H = Altura en metros Ejemplo 2: ¿Qué presión hidrostática se ejerce en un pozo a 4,500 m y densidad de 1.25 gr/cm3? Convirtiendo la densidad a gradiente se tiene: PH = G x h PH = 0.125 kg/cm2/m x 4,500 m PH = 562.5 kg/cm2

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 9

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 10 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Ejemplo 3: ¿Cuál es la presión de fondo (Pf) si se tiene un fluido con densidad de 1.40 gr/cm 3 y una profundidad vertical a 5000 m.? Solución: Sustituyendo valores: G=

1.40 10

G = 0.140 kg/cm2/m

Pf = 0.140 kg/cm2/m x 5000 m Pf = 700 kg/cm2 En el sistema inglés: El gradiente de presión, (también llamado el gradiente de fluido) es la presión hidrostática ejercida por un pie vertical de un fluido de una densidad determinada. Gradiente de presión es igual: Densidad del fluido x Factor de conversión. Dónde: Densidad del fluido = ppg Factor de conversión = 0.052 Nota: Para expresar gradientes su aproximación es hasta milésimas. Ejemplo: Cuál es el gradiente de presión hidrostática de un fluido de 13.3 ppg Gradiente = 13.3 pg x 0.052 = 0.692 psi/pie ¿Cuál es la presión en un pozo que tiene un fluido con un gradiente de 0.692 psi/pie a la profundidad de 4920 pies? Presión = 4920 pies x 0.692 psi/ pie = 3,405 psi

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 10

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 11 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

E.- CONCEPTO DEL TUBO EN “U” El concepto del tubo en “U” es similar a la configuración del pozo, es decir una columna le corresponde a la sarta de perforación y la otra columna corresponde al espacio anual. Cuando se circula y se homogeniza el lodo, al cesar el bombeo las columnas del lodo en ambas ramas permanecen estáticas quemando los niveles del lodo en la boza del pozo. COLUMNAS BALANCEADAS

COLUMNAS DESBALANCEADAS Phtp = PF = Phea + Pea

Phtp = PF = Phea TP

EA

TP

Pea=28

1.12 gr/cm3

3,500 m

3,500 m

Fluido de control

Fluido de control 1.12 gr/cm3

1.20 gr/cm3

PF= 392 kg/cm2

PF= 420 kg/cm2

TUBO EN “U”

COLUMNAS DESBALANCEADAS El concepto del tubo en “U” es el principio de vasos comunicantes en el que no cuenta el área del tubo sino el valor de la columna hidrostática. Cuando se tienen diferencias en Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 11

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 12 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

densidad en las columnas se establece una presión diferencial, este efecto se presenta cuando se perfora una zona gasífera y las unidades de gas se incrementan en el espacio anular bajando la presión hidrostática y al parar el bombeo y hacer las conexiones se observa escurrimiento por el tubo de flote, dejando de fluir hasta que el fluido encuentra el punto de equilibrio, también se presenta este caso cuando se bombea una píldora de mayor densidad por la tubería de perforación ejerciendo mayor presión hidrostática empujando por la columna de TP hacia el espacio anular. A continuación serán descritos los conceptos que estarán involucrados en el manejo y control de las presiones. F.- PRESIÓN DE FORMACIÓN Es la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca, también se le llama presión de poro. La severidad de un brote depende de varios factores, uno de los más importantes es la permeabilidad de la roca. Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendrá más posibilidad de provocar un brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad. Permeabilidad: es la capacidad de flujo de los fluidos contenidos dentro de una roca. Para que un yacimiento sea comercial es necesario no solo que la roca contenga petróleo o gas sino que estos fluidos puedan desplazarse dentro de la roca y salir a la superficie. Porosidad: es la capacidad que tiene una roca de contener fluidos. Para que un yacimiento sea comercialmente productivo es obvio que debe tener una porosidad suficiente para almacenar un volumen apreciable de hidrocarburos. Por lo tanto, la porosidad es un parámetro muy importante de las rocas productivas. Las presiones de formación se clasifican en:   

Normales Subnormales Anormales

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 12

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 13 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

G.- FORMACIONES CON PRESIÓN NORMAL La presión en formaciones con presión normal, es aproximadamente igual a la ejercida por una columna de fluido de formación que se extiende desde la formación hasta la superficie. Las densidades del fluido requerido para controlar estas presiones es el equivalente a un gradiente de 0.100 a 0.1068 kg/cm 2/m, o entre 0.433 y 0.465 psi/pie y varía de acuerdo con la región geológica. Para conocer la “normalidad” o “anormalidad” de las presiones en cierta área, se deberá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región, conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de México se tienen un gradiente de 0.1068 kg/cm2/m (100,000 ppm de cloruros). H.- FORMACIONES CON PRESIÓN SUBNORMAL Estas ejercen una presión menor que la presión hidrostática, son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la de agua dulce, equivalente a un gradiente menor de 0.100 kg/cm2/m. Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones, es considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vías del yacimiento, causando su despresionamiento. I.- FORMACIONES CON PRESIÓN ANORMAL Estas presiones se generan usualmente por la compresión que sufren los fluidos de la formación debido al peso de los estratos superiores, las formaciones con altas presiones se consideran selladas de tal forma que los fluidos contenidos no pueden escapar y soportan estos, parte de la presión de sobrecarga. Estas ejercen una mayor presión que la presión hidrostática ejercida por una columna de fluido de formación norma, que se extiende desde la formación hasta la superficie, cuando se desarrollan presiones anormales, durante la fase de compactación, el movimiento de los fluidos contenidos en los poros de la roca es restringido o paralizado, aumentando la presión generalmente de 0.1068 kg/cm 2/m, o 0.465 psi/pie y para controlar estas presiones se pueden necesitar densidades de fluido de control de hasta 2.40 gr/cm o 20 pg.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 13

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 14 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son:  Datos de sismología  Parámetros de penetración  Registros eléctricos J.- PRESIÓN DE SOBRE CARGA (PSC) O PRESIÓN TOTAL DE FORMACIÓN Es el peso de los materiales que se ejerce en un punto determinado en la profundidad de la tierra. La fórmula para conocer la PSC es: PSC =

Peso del mineral + peso del agua Área que lo soporta

En donde los valores empleados son el promedio de la densidad del agua contenida en los poros y el promedio de la densidad de los granos minerales. Esta presión se debe al peso de las rocas junto con los fluidos que contienen. Para la costa del Golfo de México, se tiene un gradiente de sobrecarga de 0.231 kg/cm 2/m. Sin embargo, para casos particulares es conveniente su determinación, ya que con frecuencia ocurren variaciones considerables. Las rocas dentro del subsuelo promedian de 2.16 a 2.64 gr/cm3 (18 a 22 lb/gal). K.- PRESIÓN DE FRACTURA Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando perdida de fluidos hacia la misma. L.- PRESIÓN DE GOTEO Para determinar la densidad del lodo equivalente, a una formación expuesta (zapata) se realiza la prueba denominada “de goteo”, de admisión o de integridad de formación, aplicando presión en la que la formación comienza a admitir fluido sin llegar a la fractura con la finalidad de proporcionar con bastante confianza el gradiente de fractura de la formación, y así definir la máxima presión permisible en el pozo cuando ocurre un brote, densidades de lodo máxima a usarse y el asentamiento de las subsecuentes tuberías de revestimiento. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 14

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 15 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Procedimiento, para efectuar la prueba: Con el preventor de arietes cerrado y la TR de igual forma, por TP se bombea fluido al pozo en cantidades de medio barril y después de cada incremento la bomba se detiene por 5 minutos y se observa la presión si no se abate se continua bombeando a razón de medio barril y se observa la presión y al momento de que se manifieste una caída se presuriza nuevamente el pozo y al no mantenerse la presión esta determinara un valor en gr/cm3, que sumandos al valor del lodo original nos dará como resultado la densidad equivalente del lodo. Recomendaciones para realizar la prueba: el lodo a usarse debe circularse hasta verificar que las columnas queden homogéneas y la resistencia a la gelificación sea minimizada, también se debe considerar el uso de una unidad de alta presión para manejar los gastos reducidos y el control de la presión, en el caso de usar las bombas del equipo estas deben contar con control eléctrico para gobernar las emboladas y presión. La razón fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presión a la cual la formación inicia a admitir fluido de control son provocar fracturamiento de la formación. El resultado será la suma de la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido empleado más la presión del manómetro al represionar. La presión a manejar en la superficie dependerá del valor de la columna hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad el lodo, menor presión se requerirá en la superficie. La máxima presión permisible a la fractura es una limitante en lo referente a control de pozos. Si esta se rebaza cuando ocurre un brote puede ocurrir un reventón subterráneo, pudiendo alcanzar la superficie por fuera de la TR. M.- PRUEBA DE INTEGRIDAD LIMITADA La prueba de integridad limitada a una formación expuesta, se efectúa cuando ya se cuenta con la información de la densidad del lodo equivalente a una profundidad dad, (zapata) de un campo de desarrollo y se realiza cuando no se quiere hacer la admisión a la formación. El pozo es presurizado a un valor de presión tal, donde se considera la (DEL) densidad el lodo equivalente conocida, si la formación resiste la prueba se considera satisfactoria. 𝑃𝑆 =

(𝐷𝐸𝐿 − 𝐷𝑙𝑜)𝐻 10

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 15

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 16 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Dónde: PS = Presion alcanzada en superficie DEL = Densidad de lodo equivalente, considerando una disminución tal para que la presión aplicada no llegue a la admisión. (gr/cm3). Dlo = Densidad del lodo dentro del pozo (gr/cm3). H = Profundidad de la zapata (m). 10 = Constante 𝐷𝐸𝐿 = DLE=

DLE=

80 x 10 2850 800

𝑃𝑆 𝑋 10 + 𝐷𝐿 𝐻 + 1.28

UAP

+ 1.28

2850 DEL=

PS 80

0.280 +1.28 = 1.56 gr/cm3

Presión por goteo

DL = 1.28 gr/cm3 H = 2850 m

DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 16

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 17 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

N.- PRESIÓN DE FONDO EN EL POZO Cuando se perfora un pozo se imponen presiones sobre los costados del agujero y la mayor presión es la que ejerce la presión hidrostática del lodo de perforación. Sin embargo la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también actúa sobre las paredes del agujero. Esta presión pocas veces excede los kg/cm 2 (200 lb/pg2). Pero otras presiones adicionales se originaran por la contrapresión del lado del espacio anular o por el movimiento de tubería causado por sondeo o pistoneo. Por ello la presión total en el fondo de un pozo al estar perforando es: Pf = Phtp + las caídas de presión en el espacio anular. Dónde: Pf = Presión de fondo (kg/cm2 o lb/pg2) PH = Presión hidrostática de los fluidos en el pozo (jg/cm2 o lb/pg2) Presión en el fondo, cuando se cierra un pozo por brote o sugerencia registrando presiones estabilizadas en TP y TR Pf = PhTP + (PCTP) Pf = PhTR + (Phfi) + (PCTR) Dónde: Pf = presión de fondo (kg/cm2 o lb/pg2) PH = Presión hidrostática de los fluidos en el pozo (kg/cm2 o lb/pg2) PCTP = Presión de cierre superficial en TP (kg/cm2 o lb/pg2) PCTR = Presión de cierre superficial en TR (kg/cm2 o lb/pg2) Phfi = Presión hidrostática del fluido invasor (kg/cm2 o lb/pg2) Ñ.- PRESIÓN DIFERENCIAL Generalmente, el lodo de perforación pesa más que los fluidos de un yacimiento, sin embargo, cuando ocurre un brote, los fluidos que entran al pozo causan desequilibrio entre el lodo no contaminado dentro de la tubería de perforación y el contaminado en el espacio anular. Esto origina que la presión registrada al cerrar el pozo, por lo general sea mayor en el espacio anular que en la TP. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 17

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 18 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

La tubería de perforación y el agujero se pueden describir como un sistema comunicado tipo “U” cuando los fluidos en uno de los lados del sistema son más ligeros que en el otro, el sistema no estará en equilibrio. La presión desarrollada en el lodo con fluido de menor densidad hace que el sistema busque retornar al equilibrio. En la figura siguiente la diferencia de presión hidrostática es de: (525 – 402.5) = 122.5 kg/cm2, presión que debe registrar el espacio anular (independientemente de la presión del yacimiento) al cerrar el pozo.

Espacio anular

Tuberia

Lodo en tubería 1.50 gr/cm3

Lodo espacio anular 1.15 gr/cm3 Profundidad = 3500 m

Presion Hidrostatica (tubería) 3500 𝑥 1.50 = 525 𝑘𝑔/𝑐𝑚2 10 Presion Hidrstatica (Espacio Anular) 3500 𝑥 1.15 = 402.5 𝑘𝑔/𝑐𝑚2 10 Equilibrio de presiones (Espacio Anular) 525 – 402.5 = 122.5 g/cm2 Por lo tanto, para reestablecer el equiibrio al cerrar el pozo, el manometro del espacio anular marcara 122.5 kg/cm2 y en TP = 0

PRESIÓN DIFERENCIAL (EFECTO TUBO EN “U”)

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 18

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 19 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

O.- TRANSMISÓN DE PRESIÓN La característica del fluido de ser transmisor de las presiones no se deteriora en el flujo; cuando el fluido está en movimiento y se impone sobre él una presión, esta se transmite íntegramente a cualquier otra parte del sistema. Si dicha presión se aplica en el espacio anular debido al cierre de un estrangulador ajustable, se transmitirá totalmente a través del todo el sistema y será registrada en el manómetro del tubo vertical (stand pipe) como una presión adicional, siempre que el sistema permanezca cerrado y comunicado. 150 kg/cm2

200 kg/cm2 50 kg/cm2

0 kg/cm2

Circulando a través de un estrangulador operando el mismo

Circulando a través de un estrangulador abierto

Presion requerida para circular en el sistema (150 kg/cm2) y se reducen las perdidas por friccion a (10 kg/cm2) en la línea de flote

Presion impuesta en el estranguador 50 kg/cm2 transmitida y añadida a la presión de circulación

TRANSMISION DE PRESIONES Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 19

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 20 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

P.- PRESIONES DE CIERRE (PCTP Y PCTR) Cuando se cierra un pozo debido a una urgencia o brote, la formación productora, seguirá fluyendo hasta que las presiones en el fondo del agujero y de formación se equilibren y estabilicen, lo cual puede llevar algunos minutos, dependiendo del tipo de fluido invasor y de la permeabilidad de la roca. Una vez estabilizado el pozo, las presiones de cierre serán el resultado de la diferencia entre la presión hidrostática considerando el fondo del pozo y la presión de formación. En la mayoría de los casos, la Presión de Cierre en la Tubería de Revestimiento (PCTR) será más alta que la presión de cierre n la Tubería de Perforación (PCTP). Esto se debe a que los fluidos en la formación fluyen con mayor facilidad al espacio anular, desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrostática, lo que no ocurre comúnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor de PCTP como el más confiable para calcular la densidad de control. Sin embargo debe señalarse que existen situaciones ocasionales, donde la presión de cierre en la TP no es muy confiable. Tal caso ocurre cuando se presenta un brote al estar perforando y no se cuenta con válvula de contrapresión en la sarta de perforación y no fue detectado oportunamente. La descompensación de columnas puede ser tan grande que al cerrar el pozo, la columna de la TP este parcialmente vacía y no haya presión (PCTP = 0). Posteriormente, al ser rellenada la TP (con el fluido invasor) se tendrá una represión (PCTP distinta de 0) que al calcular la densidad de control dará un valor erróneo. Como se observa, este control estará destinado, desde sus inicios, a generar problemas adicionales. Q.- PRESIÓN EN BOMBAS DEL EQUIPO-EFECTO DE LA FRICCIÓN La presión de bombeo se refleja cuando la bomba de lodos es activada a un gasto previamente calculado, el fluido entra al sistema de circulación a través de la presión aplicada por la bomba de lodos. Recorriendo las conexiones superficiales, a través de la sarta de perforación saliendo por las toberas de la barrena hacia el espacio anular y retornando a las presas. Referente a la fricción, se genera en la parte interna por la rigurosidad de las tuberías y toberas de la barrena, en el espacio anular entre la parte exterior de los drill collars, sarta de perforación y el agujero desnudo por donde va en movimiento. La magnitud de estas pérdidas de presión por fricción depende de las propiedades del lodo, el gasto de la bomba y el área de flujo. La mayor parte de estas pérdidas se tiene dentro de la sarta de perforación a través de las toberas de la barrena. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 20

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 21 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

R.- PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN EL SISTEMA DE CIRCULACIÓN

En un sistema de circulación con fluido de perforación, la presión de circulación es creada por las bombas del equipo. Las pérdidas o caídas por fricción se manifiestan desde la descarga de la bomba hasta la línea d flote. A medida que la profundidad y las propiedades del fluido de control se incrementan se requiere mayor presión de circulación. Los programas de hidráulicas se deben diseñarse para determinar las pérdidas de presión por fricción en los elementos siguientes:    

Equipo superficial. Dentro de la tubería de perforación y herramienta. A través de las toberas de la barrena. Por fuera de la herramienta y tubería de perforación (perdida de presión anular).

Las pérdidas de presión anular representan la presión requerida para vencer la fricción al bombear lodo desde la barrena hasta la superficie.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 21

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 22 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UBICACIÓN DE PÉRDIDAS DE PRESIÓN

Dentro del tubo vertical Dentro de la manguera

Exterior de sarta de trabajo

A traves de la unión giratoria

A traves de la flecha

Dentro de la sarta

Dentro de los lastrabarrenas

Exterior de lastrabarrenas

Salida de barrena o molino

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 22

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 23 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Las pérdidas de presión por fricción en un sistema de circulación dependen principalmente de:       

Densidad del lodo. Viscosidad aparente plástica. Punto de cedencia. Efecto de gelatinosidad. Diámetro interior de las tuberías. Geometría del espacio anular. Velocidad de bombeo o “gasto”.

S.- PRESIÓN REDUCIDA DE CICULACIÓN (PRC) Respecto al dato de la presión reducida de circulación, primero debemos conocer el gasto del régimen normal y la presión que registra el manómetro del tubo vertical, la presión reducida de circulación se recomienda se tome a un gasto reducido de (1/2 o 1/3) del régimen normal, con gastos menores al controlar un pozo se tienen las siguientes ventajas:     

Se generan menores valores de presión en superficie. Se dispone de más tiempo para analizar problemas relacionados con el control del pozo. Facilita el manejo de presiones en el múltiple de estrangulación. Disminuye la posibilidad de falla en el equipo de bombeo. Se tienen menores perdidas por fricción.

En bombas donde no es posible bajar el régimen de bombeo de debe tomar como presión reducida de circulación la que registre el manómetro del tubo vertical, al momento de embragar y que se estabilice la presión. En la libreta del perforador deberá quedar asentado el dato de presión a régimen normal y a régimen de gasto reducido. Se recomienda que los valores de gasto y presión reducida de circulación se tomen: 1. 2. 3. 4. 5.

Después de reparar una bomba. Cada cambio de guardia. Cambios en las toberas de la barrena. Cambios en la geometría de la sarta de perforación. Cambios en las propiedades geológicas del lodo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 23

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 24 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

6. Cada que se perforen 150. T.- DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN (DEC)

Durante la circulación, en el fondo del pozo, se tiene una presión conocida, como presión de circulación de fondo (PCF) que es la presión hidrostática más las pérdidas de presión en el espacio anular, MISMA QUE GENERA UNA DENSIDAD APARENTE DE CIRCULACION (DEC).

𝐷𝐸𝐶 = PB

𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑎𝑛𝑢𝑙𝑎𝑟 𝑥 10 + 𝐷𝐿 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐷𝐸𝐶 =

126 kg/cm2

% 𝑃𝐵 𝑥 10 𝐻

+ 𝐷𝐿

NOMENCLATURA

BOMBA

DL = 1.47 gr/cm

MOTOR

3

Bna 17 ½ Pg H = 2400 m 𝑫𝑬𝑪 =

DEC %PB 10 DL H

= Dens. Equiv. De Circ. Gr/cm 3 = Caida de presión (%) = Constante = Densidad de lodo (gr/cm 3) Profundidad

Diam. Bna. Pulgadas 17 ½ 8½ 5 7/8 5 7/8 𝑫𝑬𝑪 =

Caidas de presión de bombeo (%) 10 15 20 30 𝟏𝟐. 𝟔 𝒙 𝟏𝟎 + 𝑫𝑳 𝟐𝟒𝟎𝟎

𝟏𝟐𝟔 + 𝟏. 𝟒𝟕 𝒈𝒓/𝒄𝒎𝟑 𝟐𝟒𝟎𝟎

𝑫𝑬𝑪 = 𝟎. 𝟎𝟓𝟐𝟓 + 𝟏. 𝟒𝟕 = 𝟏. 𝟓𝟐 𝒈𝒓/𝒄𝒎𝟑

DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACION

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 24

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 25 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

U.- PRESIÓN DE SONDEO Y PISTONEO El sondeo es una reducción de presión en el fondo del agujero y sucede cuando se saca la tubería del pozo con demasiada rapidez, originando que al lodo de perforación no se le dé tiempo suficiente para que “descienda” debajo de la barrena. Esto causara una “situación” que reduce proporcionalmente la presión en el fondo del agujero. El pistoneo es un incremento a la presión del fondo del agujero cuando se introduce la tubería demasiado rápido y no se le da el tiempo suficiente al lodo debajo de la barrena para que sea desplazado. Tanto el sondeo como el pistoneo ocurren al sacar o introducir la tubería y ambos son afectados por los siguientes factores: a) b) c) d) e)

Velocidad de extracción o introducción de tubería. Densidad y viscosidad del fluido de perforación. Resistencia en los geles del lodo. Espacio anular entre la tubería y el agujero. Restricciones entre el agujero y el exterior de lastrabarrenas y tuberías de perforación.

Gas Aceite

Gas Aceite

EFECTOS DE SONDEO

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 25

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 26 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

2.- CÁLCULOS BASICOS PARA EL CONTROL DE UN BOTE Al detectarse un brote o sugerencia, si el pozo lo permite se debe cerrar el pozo totalmente, tomar presiones estabilizadas en TP y TR, elaborar los cálculos básicos para el control del pozo. Estos cálculos facilitaran el seguimiento de cada etapa durante el control e incluyen: 1. 2. 3. 4. 5.

Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta. Densidad de control. Presión inicial de circulación (PIC). Presión final de circulación (PFC). Tiempo total para desalojar el brote del pozo.

2.1.- Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta Es necesario conocer este parámetro para observar el avance realizado al estar circulando un brote y para elaborar la cedula de presión durante el desplazamiento de la densidad de control en el interior de la sarta. Este tiempo se determina en función de la capacidad interior de la sarta y de las características de la bomba, los cuales se pueden conocer en las siguientes explicaciones:  

Factores de capacidad de los componentes de la sarta Secciones del espacio anular

Estos factores se pueden conocer empleando tablas elaboradas para este fin. En caso de no contar con ellos, se podrán obtener con las siguientes ecuaciones: Para interior de tubería (TP, tubería pesada HW, lastra barrenas, tuberías de revestimiento). Factor de Cap. = Di2 x 0.5067 = It/m Para espacio anular (entre tubería de revestimiento o agujero y tuberías). Factor de Cap. = (DI2 – DE2) 0.5067 It/m DONDE: Factor de Cap. = Factor de capacidad de la sección (It/m). Di = Diámetro interior TP (pg.). DI = Diámetro interior TP, TR o agujero (pg.). DE = Diámetro exterior TP o herramienta (pg.). 0.5067= Constante de conversión. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 26

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 27 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Se define como factor de capacidad interior a los libros necesarios para llenar un metro lineal con la geometría del (los) diámetro(s) considerados(s). 

Volumen activo del lodo en el sistema

Este volumen incluye el que haya en el agujero y en presas, es importante conocer siempre estos datos, ya que cuando ocurre un brote el volumen de fluido invasor será equivalente al incremento de volumen de lodo en las presas. Cuando es necesario incrementar la densidad, se determina la cantidad de material densificante mínimo para efectuar el control. Para conocer el volumen de fluido en el sistema es necesario utilizar los factores de capacidad, los cuales se determinan de la siguiente forma: Volumen de tubería = factor de cap. It/m x longitud de tubería m. = (It) Volumen espacio anular = factor de cap. It x longitud de sección m. = (It) Volumen en presas = (en m3)  Capacidad de bombeo de acuerdo a las características de la bomba. Los datos que son necesarios registrar de una bomba son:       

Marca Modelo Diámetro de la camisa Longitud de carrera Emboladas máximas Presión de operación a un gasto establecido Presión límite de operación

Para bombas triplex de simple acción, considerando un 95% de eficiencia, se amplían con las siguientes ecuaciones: Q = 0.0386 x L x D2 = It/emb Q = 0.0102 x L x D2 = gal/emb Dónde: Q = Capacidad de la bomba (It / emb o gal /emb). L = Longitud de la carrera (pg.) D = Diámetro de la camisa (pg.)

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 27

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 28 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

2.2.- Densidad de control o de equilibrio (DC) Para obtener el control de un pozo se requiere que la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo, equilibre la presión de formación. La densidad que cumple lo anterior se conoce como densidad de control; para calcularla se deberá auxiliar de la lectura de presión de cierre estabilizada en TP, por ser la que generalmente presenta la mínima contaminación. Inc. Dens. = PCTP X 10 Profundidad Dc = Do + Incremento de Densidad Dónde: Inc. Dens. = Incremento a la densidad (gr/cm3) PCTP = presión de cierre estabilizada en TP (Hg/cm2) Profundidad = Profundidad vertical del pozo o profundidad vertical verdadera (m). Do = Densidad original del lodo (gr/cm3). Dc = Densidad de control (gr/cm3).

2.3.- Presión inicial de circulación (PIC) Para lograr establecer la circulación de un pozo donde se ha presentado un brote, es necesario que la presión inicial de circulación sea equivalente a la suma de: Las caídas de presión por fricción en el sistema, más la presión de formación en exceso de la hidrostática en TP. La primera de estas se refiere a la presión reducida de circulación (PR), pre-registrada cuando se presentan las mismas condiciones de profundidad de la barrena, gastos y densidad del fluido en el momento del brote. La segunda es igual a la presión de cierre en TP estabilizada (PCTP). PIC = PR + PCTP + MS Dónde: PIC = Presión inicial de circulación (kg/cm2). PR = Presión reducida de circulación (Kg/cm2) PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (Kg/cm 2). MS = 50 lb/pg2 Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 28

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 29 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

2.4.- Presión final de circulación (PEF) Cuando se utiliza lodo con una densidad diferente a la original para controlar un brote (lodo con densidad de control) y este se bombea a través de la sarta, se genera una mayor columna hidrostática por lo que se necesitara menor presión en la superficie para controlar la presión de formación. Por otro lado, al tener un lodo más pesado las pérdidas de presión por fricción serán mayores, y será necesario una mayor presión en la bomba. Al parecer, estas dos condiciones se contraponen, para solucionar este problema se tiene que determinar la presión necesaria para circular el lodo cuando este ha llegado a la barrena o al extremo de la tubería, ya que la presión hidrostática que habría generado a columna de lodo será la suficiente para equilibrar la presión de formación (si la densidad de control es la correcta). Esta presión es solo necesaria para circular el lodo con densidad de control de la barrena a la superficie (a un gasto constante); se le llama presión final de circulación (PFC) y se calcula con la siguiente relación:

𝑃𝐹𝐶 = 𝑃R 𝑋

𝐷C 𝐷O

Dónde: PFC = Presión final de circulación (kg/cm2) PR = Presión reducida de circulación (kg/cm2) DC = Densidad de control del lodo (gr/cm3) Do = Densidad original de lodo (gr/cm3)

3.- CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS Los cálculos de los parámetros que a continuación se enuncian, son el complemento para llevar a cabo un control de brotes más estricto, ya que solo teniendo los cálculos básicos se puede llevar a cabo el control del pozo de una forma adecuada. Estos cálculos son los siguientes: a) Determinación del tipo de brote b) Cantidad de barita necesaria para desinfectar el lodo c) Incremento en el volumen de lodo por adicción de barita. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 29

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 30 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

3.1. Determinación del tipo de brote Los fluidos de la formación que entran al pozo por una sugerencia o brote son: aceite, agua, gas o una combinación entre ellos. Existen diferencias en el comportamiento de las presiones que van ligadas a un brote de aceite, agua o gas a medida que estos se circulan. El fluido original, las presiones en tubería de perforación y tubería de revestimiento estabilizadas y el aumento de volumen en presas, se emplean para conocer la densidad del fluido invasor que entro al pozo, a través de la siguiente ecuación: 𝐷𝑓𝑖 = 𝐷𝑜 −

10 (𝑃𝐶𝑇𝑅 − 𝑃𝐶𝑇𝑃) 𝐿𝑏

Dónde: Dfi = Densidad fluido invasor (gr/cm3) Do = Densidad original del lodo en el pozo (gr/cm3) PCTR = Presión de cierre en espacio anular estabilizada (kg/cm2) PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm 2) Lb = Longitud de la burbuja (m) Con la siguiente ecuación se determina la longitud de la burbuja: midiendo el volumen ganado en presas y considerando el factor de capacidad anular de la sección donde se estima esta. Localizada la burbuja. 𝐿𝑏 =

𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑒𝑛 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎𝑠 (𝑙𝑡) 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑠𝑝𝑎𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑛𝑢𝑙𝑎𝑟 𝑙𝑡⁄𝑚

Obteniendo la longitud de la burbuja, se aplica la fórmula para calcular la densidad del fluido invasor. Si la densidad calculada esta entre 0.12 y 0.45 gr/cm 3, el fluido que ingreso al pozo es gas, si la densidad se encuentra entre 0.45 y 0.87 gr/cm 3 el brote se considera aceite y si fluctúa entre 0.87 y 1.15 el flujo es una mezcla de agua, aceite y gas. 3.2.- Cantidad de barrita necesaria para densificar el lodo Una vez que conoce la densidad del lodo de control, es necesario calcular la cantidad de barita requerida para poder aumentar el peso del lodo hasta obtener la densidad adecuada. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 30

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 31 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Con la siguiente ecuación se calcula la cantidad de barita que se necesita para incrementar la densidad a 1 m3 de lodo a la densidad requerida: 𝑁𝑢𝑚. 𝑆𝑎𝑐𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑟𝑖𝑡𝑎 =

85(𝐷𝑐 − 𝐷𝑜) (4.15 − 𝐷𝑐)

Dónde: Núm. Sacos de barita = (scs/m3) Dc = Densidad de lodo de control (gr/cm3) Do = Densidad inicial de lodo (gr/cm3) 4.15 = Peso específico de la barita (gr/cm3) De donde: Cantidad de barita = Núm. Sacos de barita x volumen de lodo en el sistema = scs/m3 x m3 de lodo 3.3. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita Cuando se adiciona al sistema de lodo para incrementar su densidad, también se estará incrementando su volumen. Es conveniente conocer este aumento de volumen antes de agregar el material densificante, con objeto de disponer la capacidad de almacenamiento suficiente. Dicho incremento se calcula con la siguiente ecuación: 𝐼𝑛𝑐. 𝑉𝑜𝑙. =

𝑁𝑢𝑚. 𝑆𝑎𝑐𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑟𝑖𝑡𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 = 𝑚3 85

4.- RELACIÓN ENTRE PRESIÓN/DENSIDAD (DEL) Cuando se realiza una prueba de goteo se determinan: a) La presión a la cual la formación inicia a admitir fluido. b) El valor de la columna hidrostática con la que se realiza la prueba. La sumatoria nos proporciona la presión referente a la prueba de goteo. Esta presión referida a la profundidad de la zapata podemos convertirla en densidad de fluidos. El siguiente ejemplo puede clasificar este concepto:

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 31

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 32 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Datos del pozo: Profundidad de la zapata 2,850.00 m. Presión de admisión manométrica 80 kg/cm2 Densidad del lodo empleado en la prueba 1.28 gr/cm3 El valor de la columna hidrostática será: 2, 850.00 m x 1.28 gr/cm3 10

= 364.8 kg/cm2

El valor de la prueba de goteo será 364.8 kg/cm2 + 80 kg/cm2 igual a 444.8 kg/cm2 Por lo tanto la conversión de este valor de presión a densidad será: Densidad =

Presión x 10 Prof.

=

444.8 kg/cm2 x 10 2,850.00 m

= 1.56 gr/cm3

Otra manera de determinar la densidad de lodo equivalente es: Presión x 10 Prof. De acuerdo a datos anteriores será: DLE =

DEL =

80 kg/cm2 x 10 2,850.00 m

=

=

+ Dens. empleada

+ 1.28 gr/cm3

= 1.56 gr/cm3

5.- RELACIÓN VOLUMEN / ALTURA POR EFECTO DE LA PRESIÓN Cuando una burbuja llega al espacio anular entre cabezal de TR y preventores y la presión confinada requiere ser liberada hacia el múltiple de estrangulación, en ciertos casos es necesario bombear fluido de control por el espacio anular, permitiendo que se desplace o escurra dándole un tiempo suficiente 30 min. O más con el propósito de generar una columna de presión hidrostática que nos genere más presión en el fondo del pozo. La cantidad de lodo bombeado se debe limitar a partir de la presión en TR estabilizada registrada al cierre del pozo, a 200 psi o 14 kg/cm 2 (si el pozo registro al cierre 3,500 psi al inyectar fluido se debe parar el bombeo al registrar 3,700 psi) para estas operaciones se Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 32

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 33 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

recomienda utilizar la unidad de lata presión para llevar un mejor control de la presión y volumen bombeado. La cantidad de fluido de control se debe medir cuidadosamente ya sea con el tanque de viajes o por medio de emboladas bombeas al pozo, la razón es para calcular la altura que corresponde en el espacio anular y convertirla a presión, siendo este valor el que se debe purgar en superficie. Ejemplo: TR diámetro interior = 8.921 pg TP diámetro exterior = 5.00 pg Densidad del lodo = 1.60 gr/cm3 Capacidad del espacio anular = (Di2 – DE2) 0.5067 = It/m = (8.9212 – 52) 0.5067 = 27.65 It/m Soluciones 1. Calcular el valor de la altura de la columna hidrostática. Presión =

Dens. X altura 10

Altura =

14 kg/cm2 x 10 1.60 gr/cm3

ALTURA = 87.5 m 2. Calcular el volumen correspondiente a esa altura y espacio anular. VOLUMEN = 27.65 X 87.5 = 2,419.4 It

6.- LÍMITES MÁXIMOS DE PRESÓN DENTRO DEL POZO Si por alguna razón se origina un brote, cuanto más pronto se detecte en la superficie y se tomen medidas pertinentes, menor será la magnitud y las consecuencias del mismo. Una vez cerrado el pozo es necesario restaurar el control, para ello se han desarrollado varios métodos tendientes a equilibrar la presión de formación con la presión hidrostática del fluido de perforación. La mayor parte de los métodos de control se fundamentan en el principio de “mantener la presión de fondo constante o ligeramente mayor que la presión de la formación” impidiendo, de esta forma, la entrada de más fluido invasor al pozo; sin embargo, los métodos para Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 33

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 34 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

controlar están limitados por las presiones en tuberías de perforación y tuberías de revestimiento, ya que una excesiva presión superficial, puede causar un daño en las conexiones superficiales de control, a la tubería de revestimiento o provocar una fractura en la formación expuesta, lo cual generara un descontrol subterráneo y ocasionara efectos imprevistos. Hay muchos métodos o técnicas para controlar y circular un brote del pozo. Algunos métodos comunes de control de pozos son esencialmente similares. Todos permiten que se circule lodo al interior del pozo, mientras es controlado el brote y se evita la perdida de circulación. La diferencia de cada método está en si se aumenta o no la densidad del lodo y si se aumenta, saber determinar cuándo es el momento oportuno. Para realizar los cálculos y controlar un pozo cuando ocurre un brote, es necesario disponer de ciertos parámetros relacionados con el equipo y las operaciones normales de un pozo. Por lo que se debe recabar y conservar esta información en la libreta del perforador y en el reporte diario de perforación, para utilizarlas en el momento en que ocurra una contingencia. Puesto que los brotes no son predecibles, estos datos deben actualizarse a medida que las condiciones del equipo y del pozo cambien. Los parámetros necesarios son: a) Máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superficiales de control y tuberías de revestimientos. b) Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento de la formación expuesta. c) Gasto y presión reducida de circulación (QR y PR). Máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superficiales de control y tubería de revestimiento. La Norma API-6ª y el Boletín API-13, listan especificaciones para equipo y bridas respecto a su presión máxima de trabajo, los cuales son: 2,000; 3,000; 5,000; 10,000; 10,000; 15,000 y 20,000 lb/pg2. Los elementos individuales pueden exceder (pero no ser menores) a la presión de trabajo del conjunto. Esta presión debe ser mayor que:  La resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento.  La presión máxima anticipada. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 34

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 35 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

 La presión de fractura de la formación en la zapata de la tubería de revestimiento (no necesaria en todos los casos) Por otro lado, para determinar la máxima resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento, se debe considerar a la sección que sirve como ancla a las conexiones superficiales, debido a que el comportamiento de la presión interna en una tubería alojada en un pozo es máxima en la superficie. Los Valores de resistencia a la presión interna para cada grado, tipo y peso unitario de la tubería, se encuentran en las tablas ubicadas en el Apéndice de este manual. Ejemplo 1: Se tiene una tubería de revestimiento que soporta el conjunto de conexiones superficiales con las siguientes características. TR 7 pg 29 lb/pie P – 110 BUTTRESS De las tablas de diseño de las tuberías de revestimiento se obtiene que la Resistencia a la presión interna es de 11,220 lb/pg2 (789 kg/cm2). El factor de seguridad 0.80 se debe considerar siempre para tubería en buenas condiciones, por lo que la resistencia a la presión interna será: 11,220 x 0.80 = 8,976 lb/pg2 La máxima presión permisible en el espacio anular es igual a la menor presión permisible entre la presión nominal de las conexiones superficiales y la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento con su margen de seguridad. Presión nominal de conexiones superficiales = 10,000 lb/pg2 Resistencia a la presión interna de TR 7 pg = 8,976 lb/pg2 De lo anterior, se observa que la máxima presión permisible en el espacio anular será de 8976 lb/pg2. Por lo que, en ningún caso se debe exceder dicha presión, ya que se tendría el riesgo de provocar un descontrol total. El valor de la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento se tomó con un factor de seguridad de 0.80 (en este ejemplo); sin embargo, las condiciones de desgaste o deterioro de la tubería de revestimiento son directamente proporcionales al tiempo de perforación y obligan a disminuir el valor de dicho factor, fundamentalmente por las siguientes causas: Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 35

Tipo de Documento: Código:

        

Manual Técnico de Capacitación Página: 36 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Viajes de tubería Falta de hules protectores en la tubería de perforación. Rotación de la flecha Presencia de ácido sulfhídrico (H2S) Pozos desviados Pozos direccionales Accidentes mecánicos Daño al cabezal por falta de buje de desgaste, mástil desnivelado o torre descentrada Corridas con cable para registro eléctrico y otras herramientas.

Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento de la formación expuesta Otro parámetro importante a tener en cuenta, para controlar un pozo al ocurrir un brote es la presión de la resistencia a la fractura de la formación expuesta, la cual se obtiene por métodos analíticos o por pruebas prácticas. Dentro de los primeros se encuentran:  

Los que se obtienen a través de registros geofísicos. Por medio de ecuaciones desarrolladas por varios autores (Hubbert – Willis, Mattews – Kelly, Eaton, Christman, etc.)

A partir de esta información se determina el gradiente de fractura y, por lo tanto, la resistencia a la fractura. Las pruebas prácticas (o de campo) determinan con mayor confiabilidad el gradiente mínimo de fractura. El procedimiento comúnmente usado es la prueba de goteo, también llamada prueba integral de presión. De la interpretación de los datos obtenidos por los medios citados se podrá conocer cuál es la máxima presión permisible en el espacio anular, para evitar una pérdida de circulación y, por lo tanto, descontrol subterráneo. Por lo que es importante evitar exceder la presión; sin embargo, existen situaciones en las que la máxima presión restringida, tanto en la operación de cierre de un pozo al ocurrir un brote como al estar circulando el mismo. Tales situaciones suelen ocurrir en formación superficiales de escasa compactación. Datos estadísticos demuestran que donde la tubería de revestimiento esta cementada a menos de 600 m y a la máxima presión permisible a la fractura se rebasa al producirse un

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 36

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 37 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

brote, se ocasionara un reventón subterráneo, pudiendo alcanzar la superficie fluyendo por fuera de la tubería de revestimiento. Esto es más probable cuando se hayan tenido problemas durante la cementación de la misma como la canalización del cemento, pérdida de circulación, falla del equipo de bombeo, etc. Ejemplo 2: Se cemento una tubería de revestimiento de 13 3/8 pg a una profundidad de 2,700 m y se efectuó una prueba de goteo (Leak-off pressure) que aporto una densidad equivalente a la presión de goteo de 1.86 gr/cm3. Para calcular la máxima presión permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.65 gr/cm3, se obtiene con la siguiente ecuación: P.MAX.P.TR = (GF – GL) PZ DONDE: P.MAX.P.TR = PRESIÓN MAXIMA PERMISIBLE EN TR (kg/cm2) GF = Gradiente de fractura (kg/cm2/m). GL = Gradiente del lodo (kg/cm2/m). PZ = Profundidad de la zapata (m). Sustituyendo valores: P.MAX.P.TR = (0.186 – 0.165) 2700 P.MAX.P.TR = 56.7

Ejemplo 3: Se tiene un pozo con la tubería de revestimiento cementada a 450 m y la prueba de goteo aporto que la densidad equivalente a la presión de goteo es de 1.28 gr/cm 3 Determinar cuál es la presión máxima permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.15 gr/cm3, para lo cual se despejan las siguientes ecuaciones:

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 37

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 38 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Aplicando la formula anterior y sustituyendo valores: P.MAX.P.TR = (GF – GL) PZ = (0.128 – 0.115) 450 P.MAX.P.TR = 5.85 Como se observa, la presión máxima permisible en el espacio anular de la formación expuesta, en este caso en particular, es muy baja. Por lo tanto, si ocurriera un brote no es aconsejable cerrar el pozo, ya que al hacerlo se tendría el riesgo de provocar un descontrol subterráneo. Cuando no se tienen datos del gradiente de fractura en un pozo, se puede tomar como referencia a la presión de fractura de otros pozos vecinos y experiencias propias, si se trata de campos de desarrollo. Durante la planeación del pozo, se deben incluir prácticas de seguridad de perforación para prevenir brotes y consecuentemente un descontrol en potencia, en ella se deberá considerar todos los posibles problemas de área o campo donde se perfore el pozo. Dentro de estos problemas se pueden incluir:  Las formaciones fracturadas.  Las formaciones que contengan gases tóxicos.  Las zonas de alta presión. Además, para compensar los posibles problemas se deben tomar medidas preventivas desde el inicio de la planeación del pozo. Para el estudio y programación de un pozo se toman en cuenta muchos aspectos, pero solo algunos están dirigidos al control de brotes, estos incluyen:     

La determinación de gradientes de fractura. La detección de zonas de presión anormal. La selección de la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento. El diseño de tuberías de revestimiento. Consideraciones de presencia de sulfuro de hidrogeno (H2S) y el Plan de Emergencia.

Los brotes que ocurren en pozos de 500 m o menos deberán manejarse con el sistema desviador de flujo y los que sobrepasen esta profundidad podrán cerrarse.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 38

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 39 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 2.- CAUSAS DE LOS BROTES Objetivo: Identificar las causas de los brotes que ocurren durante las operaciones de perforación.

1.- CAUSAS DE LOS BROTES BROTE.- Se define como la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo, tales como agua, aceite, gas o una mezcla de agua aceite y gas. DESCONTROL.- Se define como la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo y si no se detectan oportunamente el pozo puede quedar fuera de control, donde el flujo a la salida del pozo, no se puede controlar a voluntad. WellCAP/IADC Clasifica los brotes como: intencionales y no intencionales. Los brotes ocurren cuando la presión de formación es mayor a la presión de fondo del pozo. BROTES INTENCIONALES: Una vez que el pozo está determinado, con el aparejo de producción y el árbol de válvulas instalado y probado. Se hace fluir a través del intervalo productor, o al efectuar una prueba de formación al estar perforando, instalando conexiones de control sobre los preventores probando las CSC al 100% su efectividad. BROTES NO INTENCIONALES: Se originan por una respuesta o condición natural de la formación. Cuando la presión de esta es mayor a la presión en el fondo del pozo. Las presiones de los pozos se pueden predecir de varias fuentes de información. Antes de la perforación se pueden usar datos, sísmicos y geológicos, durante la perforación del pozo, cambios en los parámetros de perforación y datos de registro obtenidos con las herramientas de medición mientras se perfora, también con datos de pozos vecinos en el área. Las presiones de formación son directamente afectadas por las condiciones geológicas, los pozos perforados dentro de trampas subterráneas o estructuras que contienen petróleo y gas podrían contener presiones anormalmente altas pudiéndose encontrar a cualquier profundidad y en cualquier momento, el planeamiento geológico previo del pozo prevé algunas de las condiciones más comunes asociadas con los cambios de las presiones del subsuelo, considera las fallas, anticlinales, damos de sal, lutitas masivas, zonas sobre presionadas y zonas agotadas.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 39

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 40 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

FALLAS: Cuando la barrena atraviesa una falla podría haber un cambio significativo de los gradientes de presión, lo que puede resultar como un brote o una pérdida de circulación. Las fallas son atravesadas deliberadamente con la finalidad de buscar acumulación de petróleo y gas, los pozos horizontales y los dirigidos, generalmente atraviesan fallas, donde las probabilidades de perforar en zonas de brotes o sugerencias o de perdida de circulación son altas. ANTICLINALES: Son estructuras geológicas en forma de domos hacia arriba. Capas de roca que fueron impulsadas de niveles profundos que forman generalmente esos domos anticlinales. Las altas presiones contenidas previamente en esas posiciones inferiores son preservadas. Por ese motivo, las estructuras anticlinales son generalmente el objetivo. Cuando se perfora en la parte alta de la estructura generalmente se pueden anticipar presiones altas. Se debe tomar en cuanta cuando se perforan pozos de profundización de la estructura o de desviación, debido a que el pozo inicial podría haberse perforado en un flanco de la estructura (lado) y al perforar los pozos de desarrollo podrían encontrar presiones altas inesperadas. DOMOS SALINOS: En geología se denomina domo a un relieve anticlinal en el que el buzamiento de los estratos se dirige en todas direcciones a partir de un punto central. Es en realidad un anticlinal abombado por las fuerzas internas que elevan los estratos ejerciendo presión hacia arriba. Generalmente la sal es forzada hacia arriba dentro de las formaciones superiores formando los domos salinos. Los domos salinos también pueden servir como mecanismos de sello. Cuando la sal se deposita y se entierra se forma una barrera natural contra la migración hacia arriba del fluido. Como consecuencia de esto, las formaciones debajo de los domos salinos comúnmente tienen presiones más altas que lo normal. LUTITAS MASIVAS: Grandes espesores de lutitas impermeables restringen el movimiento ascendente de los fluidos porales. Cuando más capas de sobrecarga se acumulan, las presiones de formación se vuelven anormales, sin permitir el proceso normal de compactación. Las secciones de lutitas formadas bajo estas condiciones pueden ser plásticas ya que regularmente tienen presiones anormales y al ser perforadas y al sacar la sarta de perforación, generalmente se usan altas densidades en el fluido del control. ZONAS SOBRE – PRESIONADAS: Arenas superficiales y formaciones que exhiben presiones altas son llamadas zonas sobre – presionadas.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 40

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 41 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Estas zonas pueden tener origen natural como resultado de la migración ascendente de los fluidos porales de zonas más profundas, o pudieran ser originadas por operaciones de cementación de mala calidad o por Operaciones de Terminación Exploratoria o de Terminación de Desarrollo. ZONAS DEPRESIONADAS: Estas zonas exhiben presiones menores que las normales cuando se perfora una de estas zonas se pueden producir perdidas de circulación, estas formaciones se pueden controlar con densidades menores a 1.00 gr. /cm3. CAUSAS DE LOS BROTES: Siempre que la presión dentro de los espacios porosos de una roca (presión de poro) sea mayor que la presión ejercida en el fondo del pozo se tendrá una entrada de fluidos de la formación al pozo (brote) esto puede ocurrir por las siguientes causas:      

Densidad insuficiente del lodo. Llenado insuficiente durante los viajes. Efecto de Sondeo y Pistoneo al sacar o meter la tubería muy rápido. Contaminación del lodo con gas (“corte”). Perdidas de circulación. Presión anormal de formación.

2.- DENSIDAD INSUFICIENTE DE LODO La densidad insuficiente del lodo es una de las causas predominantes por las que se originan los brotes. En los últimos años se ha hecho énfasis en perforar con densidades de lodo mínimas con el objetivo de optimizar las velocidades de penetración; es decir, que la presión hidrostática sea solamente la suficiente para contener la presión de formación. Los brotes causados por densidades insuficientes de lodo pudieran parecer tener la solución obvia de perforar con densidades de lodo altas; sin embargo, esto no es lo más viable por varias razones:   

Se puede exceder el gradiente de fractura de la formación e inducir una pérdida de circulación. Se incrementa el riesgo de tener pegaduras por presión diferencial. Se reduce significativamente la velocidad de penetración.

Por lo tanto, la mejor solución será mantener la presión hidrostática ejercida por el fluido de control, ligeramente mayor que la presión de formación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 41

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 42 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

3.- LLENADO INSUFICIENTE DURANTE LOS VIAJES Debido al desplazamiento del acero, al sacar la tubería, se tiene una pérdida de nivel en el espacio anular e interior de la tubería de perforación, y por consecuencia la presión en el fondo del pozo disminuye. De lo anterior se deduce la importancia de llenar el pozo con lodo periódicamente, evitando así un posible brote. Esto es más crítico cuando se saca la tubería pesada de pared gruesa (H.W.) y los lastrabarrenas mismos originan un mayor desplazamiento al sacarlos del pozo. De acuerdo al API-16D y API-RP59, al estar sacando la tubería, debe llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la columna de lodo acuse una disminución de 5 Kg/cm 2 (71 lb/pg2) o cada cinco lingadas de tubería de perforación, lo que da un decremento menor en la presión hidrostática. Para facilitar esta tarea, consulte las tablas siguientes: REQUERIMINETO DE LLENADO EN DIFERENTES GEOMETRIAS Y DENSIDADES AL EXTRAER LA SARTA DE PERFORACION. Es importante se realice el cálculo del volumen por el desplazamiento del acero y la perdida de presión en el fondo del pozo, llenar el pozo con fluido de control para mantener la presión del fondo mayor que la presión de formación. En la extracción de la tubería extrapesada y lastrabarrenas se deben hacer nuevamente los cálculos por el desplazamiento del acero.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 42

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 43 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA REQUERIMIENTO DE LLENADO EN DIFERENTES GEOMETRIAS Y DENSIDADES AL EXTRAER TUBERIAS (LINGADAS) TR TP DENSIDAD gr/ cm3 Pg. 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 3½ 5 5 5 5 5 5 5 5 5 10 3/4 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 TR Pg. 9

5/

3½ 4 ½ 5

8

TR

3/

7

1.40 1.50 5 5 5 5 5 5

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4

1.40 1.50 5 5 5 5 4 4

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 4 4 3 3 3 3 3

1.40 1.50 5 5 2 2

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 5 5 4 4 4 3 3 2 2 2 2 2 1 1

1.40 1.50 5 5 3 2

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 5 5 4 4 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2

TP Pg.

5/

1.40 1.50 5 5 5 5 5 5

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

TP

2 8 2 7/8 3½

8

TR

TP Pg. 3/

7

2 8 2 7/8 3½

TR

TP Pg. 3/

5 21 (LB/PIE)

2 8 2 7/8

TR

TP Pg.

5 18 (LB/PIE)

3/

2 8 2 7/8

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 43

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 44 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA REQUERIMIENTO DE LLENADO EN DIFERENTES GEOMETRIAS Y DENSIDADES AL EXTRAER TUBERIA HW (LINGADAS) TR Pg. 10 3/4 TR

3/

12

5

7

1.40 1.50 4 4

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 3 3 3 3 3 2 2

1.40 1.50 3 2

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 2 2 2 2 2 2 2

TP Pg.

5/

1.40 1.50 5 5 4 4

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 5 5 5 5 5 5 5 4 3 3 3 3 3 3

TP

3½

8

TR

TP Pg.

7

3½

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 44

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 45 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA REQUERIMIENTO DE LLENADO EN DIFERENTES GEOMETRIAS Y DENSIDADES AL EXTRAER LASTRABARRENAS (DC) EN LINGADAS TR

1.40 1.50 4 1

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 1 1 1* 1* 1* 1* 1*

1.40 1.50 1 1 1 1

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 1 1 1 1 1 1* 1* 1 1* 1* 1* 1* 1* 1*

1.40 1.50 4 4

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 4 3 3 3 3 3 3

1.40 1.50 1 1 1 1

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1* 1* 1* 1* 1*

1.40 1.50 1 1*

DENSIDAD gr/ cm3 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 1* 1* 1* 1* 1* 1* 1*

TP

Pg. 10 3/4 7 1/4

TR

TP Pg.

9 5/8

6 1/4 6 1/2

TR

TP

Pg. 9 5/8

TR

5

TP Pg.

7 5/8

4 3/4 5

TR

TP Pg.

7

4 3/4

*DE ACUERDO A LAS NORMAS INTERNACIONALES DE SEGURIDAD, EN ESTOS ARREGLOS GEOMETRICOS Y DENSIDADES, SE DEBERA LLENAR EL POZO CONTINUAMENTE.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 45

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 46 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA DESPLAZAMIENTO DE DISTINTOS DIÁMETROS Y HERRAMIENTA PARA LA DETERMINACIÓN DE VOLUMEN NECESARIO PARA LLENAR EL POZO. TUBERÍA DE PERFRACION DIAM. EXTERIOR pg. 2 3/8 2 7/8 3½ 3½ 4½ 4½ 5 5

PESO lb/pie 6.65 10.4 13.3 15.5 16.6 20 19.5 25.6

DIAM. INTERIOR pg. 1.815 2.151 2.764 2.602 3.826 3.64 4.276 4

DESPLAZAMIENTO Itm/m 1.26 1.97 2.52 2.94 3.15 3.79 3.70 4.86

TABLA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (H.W.) DIAM. EXTERIOR pg.

PESO lb/pie

DIAM. INTERIOR pg.

DESPLAZAMIENTO Itm/m

3½ 4½ 5”

25.31 42 50

2.062 2.75 3

4.804 7.97 9.49

TABLA HERRAMIENTA DIAM. EXTERIOR pg.

PESO lb/pie

DIAM. INTERIOR pg.

DESPLAZAMIENTO Itm/m

4¾ 5 6¼ 6½ 7¼ 8 9½

47 53 91 91 119 147 216

2¼ 2¼ 2¼ 2 13/16 2 13/16 3 3

8.92 10.06 17.27 17.27 22.59 27.9 41.00

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 46

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 47 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

4.- EFECTOS DE SONDEO Y PISTONEO AL MOVER LA TUBERIA En las operaciones de extracción e introducción de la sarta de perforación, los efectos del sondeo y el pistoneo, afectan la presión total en el interior del pozo. En algunas ocasiones la barrena, los lastrabarrenas, los estabilizadores se “embolan” con los recortes o solidos de la formación generados por la acción de la barrena, haciendo más crítico dicho efecto. SONDEO: Cuando se mueve la tubería hacia arriba, esta tiende a levantar el lodo con mayor rapidez, debido a los espacios reducidos entre el agujero descubierto y el exterior de las herramientas de la sarta de perforación, no permitido que el fluido escurra hacia la parte inferior de la barrena originando que quede un espacio vacío en el fondo del pozo y en la parte superior desplace a superficie un mayor volumen de fluido originando así que los fluidos de la formación entren al pozo, lo cual reduce la presión en el fondo del pozo.

Gas Aceite

Gas Aceite

EFECTO SONDEO

Si esta reducción de presión es lo suficientemente grande como para disminuir la presión hidrostática efectiva a un valor por debajo a la formación, dará origen a un desequilibrio que podrá causar un brote. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 47

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 48 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

PISTONEO: Cuando se baja la tubería muy rápido, se genera una fuerza de compresión, debido que no se permite el tiempo necesario para que los fluidos, se desplacen hacia arriba, dando origen a un aumento de presión en el fondo del pozo, pudiendo generarse una admisión o una fractura con la consecuente pérdida de fluidos. Entre las variables que influyen en el sondeo y pistoneo están las siguientes:  Velocidad de extracción de la tubería  Propiedades reológicas (viscosidad alta, gelatinosidad alta, enjarre grueso) del lodo.  Geometría del pozo.  Estabilización de la sarta. Siendo la velocidad el movimiento de la tubería, la única variable que pudiera sufrir modificaciones, se comprende la importancia de disminuirla para reducir estos efectos.

5.- CONTAMINACIÓN DEL LODO CON GAS (“CORTE”) Los brotes se pueden originar debido a una reducción en la densidad del lodo en el espacio anular a causa de la presencia del gas contenido en la roca cortada por la barrena. Al perforar demasiado rápido, los recortes que contiene gas son circulados y en su trayectoria ascendente liberan gas afectando (bajando) la densidad del lodo en el espacio anular, además el gas de conexión, al perforar con una densidad mínima de lodo, en el momento de parar la bomba ya no se cuenta con la circulación de fondo y por consiguiente durante la conexión se tiene el efecto de sondeo, permitiendo la entrada de gas al fondo del pozo con la probabilidad de que se tenga una presión deferencial entre la hidrostática y la de formación. El gas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo “cortado”, una pequeña cantidad de gas en el fondo del pozo representa en la superficie un gran volumen debido a su expansión. Pueden ocurrir brotes por esta causa, los cuales se han transformado en reventones, por lo que para reducir su efecto se recomienda efectuar las prácticas siguientes:  Reducir el ritmo de penetración.  Aumentar el gasto de circulación.  Circular el tiempo necesario para desgasificar el lodo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 48

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 49 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

6.- PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN Las pérdidas de circulación son uno de los problemas, más comunes durante la perforación de un pozo y se clasifican en dos tipos:  Perdidas naturales o intrínsecas  Perdidas mecánicas o inducidas. Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de la perforación de un pozo, se corre el riesgo de tener un brote, esto se incrementa al estar en zonas de alta presión o de yacimiento en un pozo exploratorio o delimitador. Al perder la columna de lodo, la presión hidrostática ejercida por el mismo, puede disminuir a un punto tal, que permita que el pozo fluya originando un brote. Con el objetivo de reducir las pérdidas de circulación se recomienda efectuar las prácticas siguientes:  Emplear la densidad mínima de lodo que permita el pozo.  Mantener el mínimo de sólidos en el pozo.  Mantener los valores reológicos en condiciones óptimas de operación.  Reducir las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular.  Evitar incrementos bruscos de presión  Reducir la velocidad de introducción de la sarta.

7.- PRESION ANORMAL DE FORMACIÓN La presión de formación representa el confinamiento de los fluidos existentes en los espacios porosos de una roca o formación. Esta resulta de la presión de sobrecarga y la que se ejerce sobre la formación. Así como los fluidos contenidas en ella. La clasificación se relaciona con la presión de los fluidos en los poros de la formación y su densidad. Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la hidrostática del fluido contenido en la formación. Se generan durante la fase de compactación y restringen el movimiento de los fluidos, forzando de esta manera a que la sobrecarga sea soportada más por el fluido que por los granos de la roca. Esta presurización de los fluidos excede en promedio al gradiente de 0.1068 kg/cm2/m y en ocasiones para controlar estas presiones de formación se pueden necesitar fluidos de mayor densidad y a veces superiores a los 2.4 gr/cm3.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 49

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 50 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 3.- DETECCIÓN DE BROTES OBJETIVOS Al término del módulo usted:  Interpretará los tipos de indicadores de brotes en los pozos de perforación y mantenimiento de pozos.  Detectará las señales preventivas de los brotes en un pozo. El planeamiento geológico previo del pozo observa la geología general del área. Ciertas condiciones geológicas causan presiones anormales y riesgos durante la perforación. Los cuales se deben de tomar en consideración cuando se hace la planeación para la perforación de un pozo petrolero, algunas de las condiciones más comunes asociadas con los cambios de las presiones del subsuelo son las faltas anticlinales, domos salinos, lutitas masivas, zonas sobre-presionadas y zonas agotadas.

1.- INDICADORES DEFINIDOS Los indicadores definidos de que está entrando fluido de la formación al pozo son: Aumento en el % de salida por la línea de retorno a temblorinas, aumento de volumen en presas, flujo del pozo al tener la bomba parada, el pozo acepta más o menos lodo del calculado por el desplazamiento de la tubería extraída, al introducir la tubería al pozo desplaza más o menos volumen que corresponde al acero que se introduce al pozo y el sistema de alarmas. Si un brote es detectado oportunamente, se tiene más probabilidades de éxito en el control, así mismo si el pozo permite el cierre total, se restringe de manera inmediata la entrada de fluidos de la formación al pozo. Con esta acción permite manejar menores presiones durante el control. En las operaciones donde se puede presentar un brote o surgencia son:  Al estar perforando.  Al sacar o meter tubería de perforación.  Al sacar o meter herramienta.  Al no meter tubería dentro del pozo. 1.1- AUMENTO EN EL GASTO DE SALIDA Un aumento de flujo de fluido dentro de las presas al estar perforando es un signo seguro de que se tiene un brote y nos indica un desplazamiento de lodo adicional fuera del pozo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 50

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 51 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

1.2- AUMENTO DE VOLUMEN DE PRESAS Una ganancia de volumen dentro de las presas al estar perforando, es un signo seguro de que se tiene un brote. Hay equipos de medición de volumen que se deben tener en presas y tanques de lodo, activan un sensor y hacen sonar una alarma indicadora cuando el nivel del lodo aumenta o disminuye a una cantidad prefijada siendo a 10 barriles o 1600 lts. A la ganancia y 5 barriles u 800 lts. A la pérdida de fluido. También se tienen dispositivos que monitorean un registro constante del volumen, se les conoce como totalizador de volumen en presas (TVP). 1.3.- FLUJO DEL POZO AL TENER LA BOMBA PARADA Cuando se tienen columnas homogéneas y la circulación de fluido de control en el pozo se suspende por actividades inherentes a la operación del pozo y se tiene flujo del pozo con las bombas inactivas es seguro que están entrando al pozo fluidos de la formación al pozo en el caso de tener columnas desbalanceadas y se tiene flujo al detener el bombeo se debe de observar el pozo y medir el tiempo de escurrimiento basado en la diferencial de presión entre la columna de la tubería de perforación y el espacio anular, debiendo levantar el Kelly a la altura de la mesa rotatoria. 1.4.- EL POZO ACEPTA MAS O MENOS LODO AL SACAR LA TUBERIA Es importante llevar un control del desplazamiento de lt/m o gal/pie de la tubería que se saca del pozo y el volumen del lodo necesaria para llenar el espacio anular para compensar la presión que se pierde en el fondo del pozo. De acuerdo con las recomendaciones del API-160 y API-RP59, al estar sacando la tubería debe de llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la columna de lodo cause una disminución de 5kg/cm2 ( 71.1lb/pg2) en la presión hidrostática. El llenado insuficiente del pozo durante los viajes es otra causa predominante de que ocurran los brotes. A medida que la tubería se saca del pozo el nivel del lodo dentro del mismo disminuye debido a que el volumen del acero de la tubería ocupa un espacio dentro del pozo. Al sacar la tubería. El volumen de lodo que se requiere para llenar el pozo debe ser igual al volumen de acero que se extrae, al llenarse con una cantidad menor, entonces se tienen una indicación de que está ocurriendo brote. Por el contrario si la cantidad de lodo para llenar el pozo es mayor que el Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 51

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 52 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

volumen del acero extraído, entonces se tiene una pérdida de lodo. La extracción de la tubería es más crítica que la introducción por el efecto de sondeo. Al meter la tubería. El volumen de lodo que se desplaza debe ser igual al volumen de acero de la TP que se introduce en el pozo. Si el volumen que se cuantifica es mayor nos indica que se tiene entrada de fluidos de la formación del pozo por el contario si el volumen es menor nos indica que tenemos perdida de lodo lo que pudiera provocar un brote. En cada una de las operaciones de viaje es necesario determinar el volumen de acero de la tubería y para este efecto se pueden consultar las tablas de desplazamiento o aplicar la formula correspondiente. El volumen real para llenar el pozo puede medirse a través de:   

Tanque Medidor de gasto Contador de emboladas

Se recomienda que el tanque de viajes este instalado para medir con precisión el volumen del lodo con que se llena al sacar la tubería o desplaza al introducir la tubería. Pueden instalarse medidores de gasto de tal manera que midan con precisión el volumen del lodo con que se llena al sacar la tubería o desplaza al introducir la tubería. El determinar el volumen de lodo contando el número de emboladas puede hacerse solamente cuando se está llenando el pozo. 1.5- SISTEMAS DE ALARMA El monitoreó de los sistemas de alarmas (en procesos línea de flote y tanque de viajes) indican de manera eficiente la presencia de un brote dentro del pozo.

2.- INDICADORES DE BROTES INDEFINIDOS AL ESTAR PERFORANDO Estos indicadores deben de ser bien observados y analizados por la cuadrilla y notificarle al jefe inmediato ya que se considera de mucha importancia pudiendo ser motivo de un brote.    

Variación en la velocidad de penetración. Cambios en la forma, tamaño y cantidad de recortes. Aumento del toque y/o arrastre en la sarta de perforación. Desmoronamiento de arcillas.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 52

Tipo de Documento: Código:

   

Manual Técnico de Capacitación Página: 53 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Lodo contaminado con gas. Lodo contaminado con cloruros. Cambio en las propiedades teológicas del lodo. Aumento en el peso de la sarta de perforación.

2.1- VARIACIÓN EN LA VELOCIDAD DE PENETRACIÓN. Un aumento en la velocidad de perforación es uno de los indicadores que nos determina los cambios en la presión de formación por lo tanto al tener una variante mayor en la velocidad de penetración nos indica que se tiene mayor presión de formación, este aumento reduce en el fondo del pozo el sobre-balance y por tal motivo la velocidad de penetración aumenta debido a que estas formaciones contienen más fluido y son más blandas. Esto significa que los recortes se desprenderán bajo la barrera con mayor facilidad. Por lo que es recomendable, tomar un tiempo de atraso y analizar los recortes provenientes del fondo del pozo. 2.2- CAMBIOS EN LA FORMA, TAMAÑO Y CANTIADAES DE RECORTES Los recortes de la formación recortados con la barrena, su tamaño, forma y cantidad dependen en gran medida del tipo de formación y tipo de barrena, así como la carga que se aplique a la barrena y desgaste de la misma y del diferencial de la presión de formación y la presión de circulación en el fondo del pozo (DEC). 2.3.- AUMENTO DEL TORQUE Y/O ARRASTRE EN ELA SARTE DE PERFORACIÓN. En el diseño de la sarta de perforación, se considera en el punto crítico de la torsión a determinada longitud de la sarta. Por lo tanto en operaciones normales de perforación se vigila constantemente este parámetro estando consientes que a medida que se profundiza el pozo aumenta el torque, por el efecto de contacto entre la pared del agujero y la tubería. Un aumento de presión en la formación provoca que entren mayores cantidades de recortes al pozo, y a medida que la barrena se profundiza existe la posibilidad de que entren cortes de mayor tamaño, también se debe considerar que si la formación es blanda. Y contenga lutitas el conjunto de fondo tendera a embolarse y el torque y el arrastre tendrán un aumento muy considerable. Por lo tanto el pozo debe ser circulado hasta quedar completamente limpio.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 53

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 54 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

2.4.- DESMORONAMIENTO DE ARCILLAS Cuando la presión de formación es mayor que la columna del lodo adentro del mismo, la tendencia es que pierde su efectividad para sostener las paredes del agujero y la lutitas tienden a desmoronarse o desprenderse de las paredes del pozo el desmoronamiento de la lutitas no es crítico si no se desprenden del grado de desbalance y otros factores tales como el buzamiento de la formación su compactación, la consolidación de los granos de arena, la resistencia interna, etc. Por lo tanto el pozo debe ser circulado hasta quedar completamente limpio. 2.5.- LODO CONTAMINADO CON GAS Al detectarse un lodo con gas es buen indicador de zonas de presión anormal. Cuando se perfora una formación porosa no permeable que contiene gas los recortes cortado por la barrena que contienen gas, son circulados a la superficie y a medida que pierden presión en su ascenso a la superficie liberan gas incorporándose este a la columna del lodo en el espacio anular, también se incorpora gas de conexión en la maniobra de levantar la sarta de perforación por el efecto de sondeo y al momento de parar la bomba se incorpora el gas de fondo, por lo que es sumamente importante llevar el control de unidades de gas a la salida en temblorinas. Hay que considerar que a medida que se gasifica el lodo en el espacio anular se reduce la densidad y por consiguiente la presión hidrostática pudiendo provocar un brote de urgencia. 2.6.- LODO CONTAMIADO CON CLORUROS La detección en el aumento de cloruros y el porcentaje de agua pueden ser indicadores de que los fluidos de la formación entran al pozo y por consecuencia son el origen de un posible brote. Sin embargo, un aumento de cloruros también se origina al perforar o atravesar un domo salino. 2.7.- CAMBIO EN LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS DEL LODO Cuando la Reología del lodo cambia debe tenerse presente que puede suceder por la entrada de fluidos de la formación al pozo lo que se manifiesta en variación de la viscosidad en la relación aguaaceite en la precipitación de sólidos y en las demás propiedades.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 54

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 55 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

2.8.- AUMENTO EN EL PESO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN. Aun cuando este indicador es difícil de detectar interesa mencionarlo, cuando los fluidos de la formación entran al pozo, el efecto de flotación en la sarta cambia originando un incremento en el peso de la sarta de perforación, siendo más representativa en los fluidos con altas densidades. Nota: La mejor manera para prever un brote es que cuando la cuadrilla tenga los conocimientos necesarios de cómo y por qué se originan los brotes, así mismo se encuentren capacitados para responder oportunamente ante cualquier manifestación del pozo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 55

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 56 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 4.- DATOS UTILIZADOS EN EL CONTROL DE BROTES 1.- INFORMACIÓN DE REGISTRO PREVIA. La información que se debe tener disponible en la instalación, al estar realizando las tareas de perforación de pozos es principalmente:    

Estado mecánico del pozo. Presiones máximas permisibles. Desplazamientos y volúmenes. Densidad del lodo.

2.- PRESIONES MÁXIMAS PERMISIBLES. La Norma API-6 A y el Boletín API-13 presentan las especificaciones del equipo y conexiones respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000, 15,000 lb/pg². CABEZALES, VÁLVULAS Y OTRAS CONEXIONES La presión de trabajo deberá ser mayor a las máximas presiones esperadas. PREVENTORES DE REVENTORES Son parte esencial del equipo de control superficial del pozo y son seleccionados de acuerdo al avance de perforación. En cuanto a su medida y capacidad de la presión de trabajo deberán ser mayor a la máxima presión esperada.

3.- DESPLAZAMIENTO Y CAPACIDAD. Para calcular los desplazamientos de la unidad de bombeo, se requiere conocer con la mayor precisión posible: 1°. Desplazamiento de la bomba lt/emb. 2°. Eficiencia de la unidad. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 56

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 57 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

La eficiencia de la bomba la podremos conocer a través del tanque de viaje con mayor precisión; con este dato podremos conocer y calcular los tiempos para llevar a cabo un control del pozo. DESPLAZAMIENTO DE UNA BOMBA DÚPLEX DOBLE ACCION. Dónde: Q = Volumen por embolada en lt Q = 0.02574 (2d² - d²) L D = Diámetro de la camisa en pg d = Diámetro de vástago en pg L = Carrera de la bomba en pg DESPLAZAMIENTO DE LA BOMBA TRIPLEX DE SIMPLE ACCIÓN. Dónde: Q = Volumen por embolada en lt Q = D² x L x 0.0386 D = Diámetro de la camisa en pg L = Carrera de la bomba en pg. CAPACIDAD INTERNA DE TUBULARES. Cap = D.I² x 0.5067 Cap = Volumen interno del tubular en lt/m D.I. = Diámetro interno en pg CAPACIDAD DEL ESPACIO ANULAR Cap EA = (D1² - DE²) 0.5067 DI = Diámetro interno de la TR o agujero (pg) DE = Diámet4ro externo de la TP o Herramientas (pg) 0.56067 = Factor Cap EA = Capacidad del espacio anular, lt/m

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 57

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 58 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

4.- CUIDADOS QUE DEBEN TENERSE. El personal técnico responsable de efectuar el control de pozo, deberá contar con todos los datos necesarios para llenar la hoja de control de brotes recabando la información siguiente:      

Presiones de cierre en las tuberías (PCTP, PCTR) Configuración del estado mecánico del pozo. Si surgió un brote y fue cerrado el pozo, volumen ganado en presas. Densidad del lodo original. Densidad del fluido invasor. Densidad del fluido de control por utilizar.

Una vez cerrado el pozo deberá evaluar lo siguiente: ¿Resisten las conexiones superficiales de control la TR y formación las presiones esperadas? ¿No será expulsada la sarta de perforación? ¿Puede controlarse por circulación a la profundidad donde quedó el extremo de barrena? ¿Qué densidad de control es necesaria? ¿Qué método de control deberá utilizarse? ¿Qué fluido entró de la formación al pozo? ¿Puede mantenerse cerrado el pozo? ¿Se tiene el material necesario? ¿Se cuenta con el suministro de agua suficiente? ¿Qué personal adicional debe solicitarse? ¿El equipo y sus componentes en el adecuado? ¿Qué equipo adiciones deberá solicitarse? ¿A quién se debe avisar? ¿Qué medidas de seguridad deben aplicarse? 

Que la presión del pozo no rebase la fuerza ejercida con que fue probado el equipo y conexiones superficiales.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 58

Tipo de Documento: Código:



    

Manual Técnico de Capacitación Página: 59 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Si se determina por los datos calculados en la hoja de control de brotes, que el fluido invasor es gas, cuidar de la presión de fondo ejercida no rompa las tuberías de revestimiento, purgándolo (sangrar) y controlándolo por el método seleccionado. Que el manejo de las válvulas mecánicas e hidráulicas se efectúe con cuidado para evitar roturas o fugas en tuberías o líneas; primero abrir y después cerrar. Despejar y limpiar el área del pozo. Vigilar que no se fume, ni se encienda fuego en el área. Vigilar el acceso para evitar que el personal no necesario se encuentre en la localización o plataforma de perforación. En áreas terrestres, desalojar a los habitantes de casas cercanas. En plataformas marinas enterar al personal responsable de la operación productiva de los pozos que están fluyendo en el piso de producción para que se mantengan alertas.

5.- CÁLCULOS Y PROBLEMAS POR RESOLVER. Cuando se detecta un brote, es necesario cerrar el pozo con los procedimientos adecuados para cada situación y elaborar los cálculos básicos para el control total antes de iniciar la circulación. Estos cálculos facilitarán el seguimiento de cada etapa durante el control e incluyen: 1. 2. 3. 4. 5.

Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta. Densidad de control. Presión inicial de circulación (PIC). Presión final de circulación corregida por cambio densidad (PFC). Tiempo total para desalojar el brote del pozo.

TIEMPO DE DESPLAZAMIENTO EN EL INTERIOR DE LA SARTA Es necesario conocer este parámetro para observar el avance realizado al estar circulando un brote y para elaborar la cédula de presión durante el desplazamiento de la densidad de control en el interior de la sarta. Este tiempo se determina en función de la capacidad interior de la sarta y de las características de la bomba, los cuales se pueden conocer en las siguientes explicaciones:  

Factores de capacidad de los componentes de la sarta y Secciones del espacio anular

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 59

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 60 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Para interior de tubería (TP, tubería pesada HW, herramienta, TR). Factor de Cap. = Di² x 0.5067 Para espacio anular (entre tubería de revestimiento o agujero y tuberías). Factor de Cap. = (DI² - DE²) 0.5067 Dónde: Factor de Cap. = Factor de capacidad de la sección (lt/m). Di = Diámetro interior TP (pg). DI = Diámetro interior TP, TR o agujero (pg). 0.5067 = Constante de conversión. Se define como “factor de capacidad interior” a los litros necesarios para llenar un metro lineal con la geometría del (los) diámetros(s) considerados(s). Volumen activo del lodo en el sistema: Este volumen incluye el que haya en el agujero y en presas, es importante conocer siempre estos datos, ya que cuando ocurren un brote el volumen de fluido invasor será equivalente al incremento de volumen de lodo en las presas. Cuando es necesario incrementar la densidad, se determina la cantidad de material densificante mínimo para efectuar el control. Para conocer el volumen de fluido en el sistema es necesario utilizar los factores de capacidad, los cuales se determinan de la siguiente forma: Volumen de tubería = factor de cap x longitud de tubería (lt) Volumen espacio anular = factor de cap x longitud de sección (lt) Volumen en presas = (en mᶟ) Capacidad de bombeo de acuerdo a las características de la bomba.- Los datos que son necesarios registrar de una bomba son:       

Marca Modelo Diámetro de la camisa Longitud de carrera Emboladas máximas Presión de operación a un gasto establecido Presión límite

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 60

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 61 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Para bombas triples de simple acción, considerando un 95% de eficiencia, se aplica con las siguientes ecuaciones: Q = 0.0386 x L x D² = lt/emb Q = 0.0102 x L x D² = gal/emb Dónde: Q = Capacidad de la bomba (lt/emb). Q = Capacidad de la bomba (gal/emb). L = Longitud de la carrera (pg). D = Diámetro de la camisa (pg). Al establecer un régimen de bombeo (Q gasto) y previamente calculados los volúmenes dentro del pozo, se debe calcular el tiempo para desplazar la capacidad interior de la sarta, el tiempo de atraso y ciclo completo del fluido de control. 𝑇=

VOLUMEN Q

Dónde: T = Tiempo de desplazamiento (min.) Vol. Lt = Volumen puede ser el interior de la sarta, el del espacio anular o el total Q = Cantidad de litros bombeados en un minuto.

del pozo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 61

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 62 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

HOJA DE CONTROL DE BROTES PRESION POR FRICCIÓN EN LINEA DE ESTRANGULAR #1: @ kg/cm2 #2: @ kg/cm2

@ kg/cm2

Epm

#2:

Primera

M E T O D O D E D E N S IF IC A R Y E S P E R A R

1. INFORMACIÓN PREVIA PRESION REDUCIDA DE CIRCULACION #1:

De: 348

@ kg/cm2

Epm

CAPACIDAD INTERIOR EN T.P. TP pg lb/pie TP pg lb/pie Hw pg lb/pie Dc D.E. pg D.I. pg

GASTO REAL DE LA BOMBA

Epm

100% gal/Emb x

Epm =

Cap. Lt/m Cap. Lt/m Cap. Lt/m Cap. Lt/m

x x x x

Long (m) Long (m) Long (m) Long (m)

=

= =

Q Real (gal/emb) =

TP (lt)

=

Eficiencia x 3.785

Q Real (lt/emb)

TP (lt) Hw (lt) Dc (lt) lt

CAPACIDAD ANULAR

÷

=

Q. Real lt/emb

Emb. A la bna. Vol. Entre

AG y DC

x

(lt/m) Vol. Entre

AG y TP

x

(lt/m) Vol. Entre

TR y TP

x

(lt/m)

=

Long Dc (m) Long TP Agujero descubierto (m) Prof. Zapata (m)

(lt)

=

(lt)

=

(lt) lt

÷

Q. Real lt/emb

= Emb. p/desplazar espacio anuar (gr/cm3)

INFORMACIÓN DE TR Diam. TR

lb/Pie kg/m,

Pg.

.

peso

grado

kg/cm2

PCTR

2. LECTURAS PCTP 3. DENSIDAD DE CONTROL (Dc) (

x 10 ÷ PCTP Prof. Vert. (m) 4. PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

)

+

Do (gr/cm2)

+ PCT.P kg/cm2 Pres. red circ. (kg/cm2) 5. PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN (PFC)

kg/cm2

=

) x ÷ = P. red circ. (kg/cm2) Dc (gr/cm3) Do (gr/cm2) 6 . MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE EN INTERIOR DE TR

Prueba Zapata (gr/cm3)

-

) Do (gr/cm3)

x

Prof. Zapata

÷

10

Prueba Zapata

(Lb/gal)

Inc. Vol. Presas

lt

Densidad de control (Dc)

=

(

(

mts Profundidad TVD

=

kg/cm2 x 14.22 = PIC

lb/pg2

kg/cm2 x 14.22 = PFC

lb/pg2

kg/cm2 x 14.22 = Max. Pre. Tr

lb/pg2

7. CEDULA DE CONTROL EMB.

EMB

P.I.C.

P.F.C.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 62

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 63 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 5.- PROCEDIMIENTOS 1.- PROCEDIMIENTOS DE CIERRE. Aquí se describen los procedimientos de cierre que frecuentemente se utilizan dependiendo de la operación que se efectúe en el pozo. Para cada situación se exponen ciertas consideraciones y aplicaciones. Los procedimientos para un caso real deben escribirse para cada pozo en particular, dependiendo la operación por efectuar y el equipo que se tenga disponible. Las actividades asignadas a las cuadrillas de trabajo, variarán de acuerdo a las instrucciones que reciban de los mandos inmediatos y también de ciertos factores que deben considerarse para cada operación por ejecutar. Para controlar un brote existen varios métodos y técnicas, los cuales se aplican a situaciones específicas. PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL ESTAR PERFORANDO UTILIZANDO KELLY Una vez identificado el brote, lo más importante es cerrar el pozo (siempre y cuando las condiciones del mismo lo permitan), con el fin de reducir al mínimo la entrada de fluido invasor, evitando agravar la situación y sus posibles consecuencias. A. EL PROCEDIMEITNO RECOMENDADO PARA EL CIERRE ES EL SIGUIENTE: 1. Para la mesa rotaria. 2. Levantar la flecha (Kelly) a la altura de las cuñas. 3. Para la bomba de lodos. 4. Observar el pozo y mantener la sarta suspendida. 5. Abrir la válvula hidráulica en línea de estrangular 6. Cerrar el preventor superior arietes de TP o el preventor anular. 7. Cerrar el pozo con el estrangulador o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 63

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 64 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Cerrado el pozo se tendrá que:  Medir el volumen de fluido invasor en presas  Anotar la presión de cierre en las tuberías de revestimiento y de perforación (si hay válvula de contrapresión, la presión TP registrará cero) llevar un registro de presiones cada minuto hasta que se estabilicen las presiones.  Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición.  Observar que no haya fugas en los enlaces de preventores, línea de estrangulación, múltiple de estrangulación y la línea de flujo hacia temblorinas. B. PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL ESTAR PERFORANDO CON TOP DRIVE Y VÁLVULA DE CONTRAPRESION INSTALADA EN LA SARTA DE PERFORACIÓN. 1. Suspender la operación. 2. Levantar la sarta al punto de quiebre (desconexión). 3. Para la rotación del sistema Top – Drive. 4. Sacar la bomba de lodos. 5. Observar el pozo. Si hay flujo. 6. Abrir la válvula hidráulica en la línea del estrangular. 7. Cerrar el preventor superior arietes de TP. 8. Cerrar el pozo con la válvula amarilla o estrangulador correspondiente. 9. Tomar presiones en TP y TR minuto a minuto hasta que se estabilicen. 10. Registrar el volumen ganado en presas. C. PROCEDIMEINTO DE CIERRE SUAVE. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Suspender la operación. Levantar la sarta a punto de quiebre (desconexión). Para la rotación del sistema Top – Drive. Sacar la bomba de lodos (cortar circulación). Observar el pozo. Si hay flujo. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular. Cerrar el preventor superior arietes de TP.

Cerrar el pozo con la válvula amarilla o el estrangulador correspondiente. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 64

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 65 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Este procedimiento permite cerrar el pozo de tal manera que permita un control sensitivo y de monitoreo del comportamiento de las presiones durante el cierre. Esto es de especial importancia si existe la posibilidad de fracturar la formación y generar un reventón hacia la superficie. D. PROCEDIMIENTO DE CIERRE DURO. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Suspenden la operación. Levantar la sarta al punto de quiebre (desconexión). Para la rotación del sistema Top – Drive. Sacar la bomba de lodos (cortar circulación). Observar el pozo. Si hay flujo. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular. Cerrar el preventor superior arietes de TP. El estrangulador en el múltiple de estrangulador permanece cerrado.

Este procedimiento permite cerrar el pozo en menor tiempo posible y por lo tanto reduce el volumen que se introduce al pozo. El uso de un cierre duro está limitado a las condiciones del pozo en las que se conoce de antemano que la máxima presión permisible para la TR es más grande que la presión inicial de cierre del pozo y que dicha presión no afectará al fracturamiento de la formación. PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL ESTAR METIENDO O SACANDO TP 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Suspender la operación dejando una junta sobre la mesa rotaria. Sentar la tubería en sus cuñas. Instalar la válvula de pie abierta, apretar y cerrarla. Suspender la sarta en el elevador. Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangular. Cerrar el preventor superior arietes de TP o el preventor anular. Cerrar el pozo con estrangulador hidráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular. 8. Registrar presiones estabilizadas en TP y TR. 9. Registrar el volumen ganado en presas.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 65

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 66 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL ESTAR METIENDO Y SACANDO HERRAMIENTA 1. Suspender la operación, dejando una junta sobre la rotatoria. 2. Sentar la herramienta en sus cuñas e instalar el collarín; simultáneamente abrir la válvula hidráulica (HCR). 3. Instalar y apretar el sustituto de enlace en la tubería. 4. Conectar, apretar y bajar un tramo de tubería o lingada TP y sentar en sus cuñas. 5. Instalar, apretar y cerrar válvulas de pié. 6. Suspender sarta de perforación en el elevador. 7. Cerrar el preventor de arietes de TP. 8. Cerrar el pozo con el estrangulador hidráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en espacio anular. 9. Registrar presiones estabilizadas en TP y TR y volumen ganado en presas. PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL NO TENER TUBERÍA DENTRO DEL POZO.    

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte. Cerrar el pozo con el estrangulador hidráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible. Registrar la presión del TP y el volumen ganado en presas.

PROCEDIMEITNO DE CIERRE MIENTRAS SE CORRE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Suspender la operación y colocar la TR en cuñas. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular. Instalar enlace de TR a TP y apretar. Instalar, apretar y cerrar la válvula de pie. Suspender la sarta en el elevador. Cerrar el preventor arietes de TR. Debiendo tener especial cuidado con la presión de cierre en la unidad para operar preventores, por la posibilidad de aplastamiento en el tubo por exceso de presión. 7. Cerrar el pozo con la válvula amarilla o el estrangulador correspondiente. 8. Tomar presiones estabilizadas en TR.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 66

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 67 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

PROCEDIMIENTO CON DESVIADOR DE FLUJO. Este procedimiento se aplica en dos situaciones PERFORANDO Y VIAJANDO. PRECAUCIONES: Verificar la alineación de las válvulas de desviador, en dirección del viento. A. PERFORANDO 1. Atender la alarma del brote de gas. 2. Levante la flecha al punto de desconexión. No parar la bomba 3. Abrir las válvulas de paso completo en líneas de desviador de flujo. 4. Cerrar el preventor anular (Diverter) 5. Continuar bombeando lodo de perforación o agua. Bombee al más alto gasto permisible 6. Si tiene lodo pesado continuar bombeando hasta desalojar el flujo. OBSERVACIONES:  CONSIDERE BOMBEAR UN BACHE VISCOSO Y PESADO  DENSIDAD: INCREMENTO MÁXIMO PERMISIBLE = 0.12 gr/cmᶟ a 0.24 gr/cmᶟ  VISCOSIDAD: DE ALTA CONSISTENCIA VOLUMEN: DOS VECES EL VOLUMEN DEL AGUJERO TENER DISPONIBLE EL PLAN DE MERGENCIA

B. VIAJANDO PRECAUCIONES: Verificar la alineación de las válvulas del desviador, en dirección del viento. 1. Atender la alarma del brote de gas. 2. Colocar una junta arriba de la rotaria y sentar la sarta en las cuñas. 3. Si la TP no flota, conectar la válvula de pie, apretar. 4. Abrir las válvulas de paso completo en líneas de desviador de flujo. 5. Cerrar el preventor anular (Diverter) 6. Conecte la flecha, abra la válvula de pie e inicie el bombeo del lodo, ¡lo más rápido posible! 7. Considerar desplazar un bache viscoso para cubrir desde la barrena hasta la superficie. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 67

Tipo de Documento: Código:

   

Manual Técnico de Capacitación Página: 68 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

OBSERVACIONES – CONSIDERE CONTINUAR BOMBEANDO AGUA HASTA QUE LA ZONA DE APORTACIÓN DE AGOTE. BOMBEAR UN SEGUNDO BACHE VISCOSO PESADA UN TAPÓN DE BARITA TENER DISPONIBLE EL PLAN DE MERGENCIA

2.- SUPERVISIÓN DURANTE LA OPERACIÓN DE CIERRE DEL POZO. A. La operación de cierre del pozo por presencia de brote significa ejecutar las operaciones por la tripulación de la instalación terrestre o marina. La responsabilidad del ITP en funciones Company Man de la instalación será supervisar las operaciones del cierre del pozo. Registrando el evento de cierre del pozo respecto a la hora en que se suscitó, el tiempo que se empleó al cierre del pozo y la causa. A continuación se llevará el registro del comportamiento de las presiones al cierre en TP y TR, tomando registro cada minuto hasta que se estabilicen. Se debe registrar el volumen ganado en las presas, para calcular la altura que cubre el fluido invasor del pozo y conocer tipo de brote. Un brote de gas, una vez que las presiones de cierre se estabilizan, la tendencia es migar conservando su volumen y presión original, estimando una velocidad promedio entre 200 a 300 m/hr en este caso se debe tener especial cuidado ya que se puede producir una fractura en la formación y provocar un descontrol subterráneo, o rotura en la tubería de revestimiento. Debido a que las presiones se incrementan en el fondo del pozo y en superficie. A diferencia de los brotes de aceite o agua salada o una combinación de agua, aceite y gas, estos una vez que se estabilizan las presiones al cierre no migran y por consiguiente las presiones se conservan en sus lecturas estabilizadas.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 68

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 69 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

B. PROCEDIMIENTO PARA CONOCER LA APRESIÓN EN LA TP CUANDO SE TENGA VÁLVULA DE CONTRAPRESIÓN EN LA SARTA a) Deberá tener cerrado el estrangulador en el múltiple de estrangulación, si cuenta con bomba con control en el manejo de emboladas, accione la bomba a gasto de 10 EMP, con esta acción transmitimos una presión, el valor en la TP aumentará de manera lenta, al transmitir presión y al igualar la presión existente debajo de la válvula de contrapresión, se observará en el manómetro de la TP una oscilación indicándonos el valor de la presión de cierre en la tubería de perforación. (PCTP). b) Deberá tener cerrado el estrangulador en el múltiple de estrangulación. En bombas que no tiene el gobernador de emboladas, accionar la bomba a las emboladas que existe al embragar, con esta acción transmitimos una presión, el valor de presión en la TP aumentará de manera rápida, al transmitir presión y al igualar la presión existente debajo de la válvula de contrapresión, se observará en le manómetro de la TP una oscilación indicándonos el valor de la presión de cierre en la tubería de perforación. (PCTP). c) En los casos a, b, repetir la operación al menos dos veces para comparar las lecturas y cuando las presiones consecutivas sean iguales suspenda el bombeo. OBSERVACIÓN: La presión en la tubería de perforación se puede purgar a cero y repetir el procedimiento, para confirmar el valor registrado. d) Asignación de tareas al personal. Para efectuar el control de un pozo, se debe hacer una planeación efectiva antes de su ejecución. La organización del personal de un equipo o plataforma de perforación, es fundamental durante las actividades, depende del tipo de instalación y sus tripulaciones. De tal forma, en las reuniones de trabajo se definen claramente las posiciones por desempeñar y dejar establecida una cadena de mando en toda operación. Las reuniones operativas previas entre todo el personal que participa, tiene como un objetivo asignar las tareas a cada uno. En ellas deben tratarse los siguientes aspectos. 1. Descripción de toda la operación y el control de las presiones. 2. Prevención de riesgos y posibles peligros. 3. Planes de emergencia y rutas de escape en caso de evaluación. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 69

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 70 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

4. Verificación a cada persona de su EPP (equipo de protección personal) que debe incluir ropa de algodón, anteojos de seguridad, googles, tapones para oídos, guantes adecuados, casco con barbiquejo, botas de seguridad, etc. 5. Asignación de funciones y ubicación de las personas. 6. Mantener buena comunicación y saber a quién dirigirse. 7. Verificación de señales de advertencia y carteles de no fumar. 8. Como reaccionar en una emergencia en caso de un accidente personal. La máxima autoridad en un equipo y pozo terrestre, lacustre o marino, previo acuerdo es el coordinador operativo, superintendente de plataforma, ingeniero de diseño o el inspector técnico. Un inconveniente es que se tengan varios mandos del mismo nivel jerárquico, por lo que debe existir una definida división de autoridad. Cada trabajador debe conocer su posición y sus responsabilidades durante el control del pozo. El mayor compromiso de cada uno, es mantener líneas de comunicación directas y concisas. Se tienen normas establecidas. Únicamente es necesario repararlas. A continuación de describen brevemente, las posiciones de acuerdo a las categorías específicas. CAPITÁN A BORDO (PLATAFORMA AUTOELEVABLE/CONTRATISTA DEL EQUIPO).Tiene conocimiento de las operaciones del control del pozo, notifica a los barcos de apoyo las actividades por ejecutar, permanece en la cabina de mando a la espera de instrucciones. COORDINADOR OPERATIVO, SUPERINTENDENTE DE PLATAFORMA, INGENIERO DE DISEÑO E INSPECTOR TÉCNICO.- Cada uno tiene pleno conocimiento de la situación y secuencia de las operaciones para controlar el pozo, permanecen en sus puestos que se asignen y mantienen comunicación directa con área operativa correspondiente. INGENIERO QUÍMICO DE FLUIDOS.- Es el responsable de las propiedades geológicas del fluido de perforación que será utilizado, así como el de supervisar su preparación y acondicionamiento. PERFORADOR.- Se encuentra en la consola de operación del equipo (malacate), para accionar el control de las bombas durante la actividad, organiza a su personal para la ubicación de los puestos de cada integrante de su cuadrilla, se mantiene atento a las condiciones operativas. AYUDANTE DEL PERFORADOR (SEGUNDO).- Permanece en el piso de perforación y está atento a recibir instrucciones del perforador para asistirlo y apoyar a los miembros de la cuadrilla. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 70

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 71 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

AYUDANTE DE PERFORACIÓN CHANGO.- Se ubica en las presas metálicas para fluidos para hacer los movimientos que se le indiquen, accionar el desgasificador, el separador gaslodo, recibir órdenes del ingeniero químico para dirigir al personal que agregue las cantidades solicitadas de productos químicos, su agitación correspondiente y estar al pendiente en determinar la densidad y viscosidad del fluido de control. AYUDANTES DE PERFORACIÓN PISO ROTARIA.- Reciben instrucciones del ayudante del perforador y se reparten en los lugares asignados, ya sea para auxiliar, abrir o cerrar una válvula en el múltiple de estrangulación, del tubo vertical, bombas para fluidos y arreglos de preventores, etc. CEMENTADOR DE UNIDAD DE ALTA PRESIÓN.- Se ubica en su unidad de cementación, verifica con su ayudante los movimientos de líneas hacia las conexiones superficiales de control del pozo, prueba su unidad y está a la espera de instrucciones. CABO DE AYUDANTE DE TRABAJOS DE PERFORACIÓN.- Se ubica en el lugar que le asignen, recibe instrucciones del perforador para dirigir a su personal. AYUDANTES DE TRABAJOS DE PERFORACIÓN.- Reciben instrucciones del cabo y del perforador ubicándose en los lugares designados, apoyando en las actividades de los ayudantes de perforación piso rotaria. PERSONAL DE SERVICIOS.- Acuden a los lugares designados y permanecen alertas durante la operación y control del pozo. RESPONSABILIDAD DE COMUNICAIÓN.- La comunicación desempeña una función importante y se debe mantener entre la persona que acciona la bomba para fluidos, y con el que acciona el estrangulador hidráulico.

3.- PROCEDIMIENTOS PARA EFECTUAR SIMULACROS DE BROTES. De acuerdo con la práctica API RP-T6 y las regulaciones del reglamento del servicio para el manejo de minerales (MMS) indican que todo el personal contratado en actividades de perforación terrestre y costa afuera, se debe capacitar en el manejo del equipo de control superficial, operación y técnicas para evitar posibles riesgos, tanto al personal como a las instalaciones y al medio ambiente. Para prevenir brotes y descontroles, es necesario que los equipos de perforación terrestres, lacustres y marinos, cuenten con el sistema para la detección oportuna y las cuadrillas se familiaricen a cómo usarlos.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 71

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 72 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Los miembros de las tripulaciones, deben estar capacitados para identificar los indicadores de los brotes, ya que cuando estos ocurren son ellos quienes los detectan y ejecutan las acciones inmediatas para mantener el control del pozo. Todos los trabajadores de operación, deben estar familiarizados con la operación del sistema de control superficial, con el fin de efectuar el cierre del pozo al ocurrir un brote con seguridad para evitar daños personales y materiales de manera rápida y eficiente. Los simulacros de brotes contribuyen a entrar a la cuadrilla, a mantenerla alerta ante los indicadores de un posible brote y a desarrollar en sus elementos la coordinación adecuada para reducir el tiempo de cierre del pozo. Estos simulacros deben efectuarse durante cada una de las operaciones siguientes: 1. 2. 3. 4.

Al estar perforando. Al estar metiendo o sacando tubería de perforación. Al estar metiendo o sacando herramienta. Al no tener tubería dentro del pozo.

Cada uno de estos simulacros deberá llevarse a cabo cuando menos una vez a la semana, con cada cuadrilla de perforación (si las condiciones del pozo lo permiten). El tiempo de cierre máximo, es de tres minutos. Cuando se trate de trabajadores que participen en labores de perforación por primera vez, se les debe proporcionar la información necesaria acerca de los procedimientos y de las operaciones de control del pozo. El simulacro debe contar con la participación de toda la cuadrilla, y cada uno de sus integrantes, debe tener conocimiento de la actividad que se debe desarrollar para efectuar el cierre del pozo. Cada vez que se realice un simulacro, debe tenerse la seguridad de escoger un periodo donde no se ponga en peligro la operación del pozo. Para inicial el simulacro debe utilizar el indicador de nivel en presas o el indicador del flujo del lodo en la línea de flote, con una alarma sonora que indique la presencia de un brote. De no contar con dichos dispositivos el inicio del simulacro debe iniciarse en forma verbal. Conviene recordar la importancia de su reparación o reinstalación de los dispositivos de seguridad. Al término del simulacro, el Técnico dará a conocer el rendimiento de cada trabajador que intervino en el mismo, haciendo las indicaciones correspondientes en una reunión con la cuadrilla, con el fin de corregir posibles errores detectados durante la ejecución del simulacro. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 72

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 73 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Asimismo tomará el tiempo empleado por cada integrante de la cuadrilla para efectuar sus funciones, hasta que esté listo para cerrar el pozo, el tiempo total para cerrarlo y el tiempo total para concluir el simulacro con objeto de llevar un registro por cuadrilla y detectar deficiencias en alguno de los integrantes de la tripulación. 3.1- SIMULACRO DE CIERRE DEL POZO AL ESTAR PERFORANDO.       

Llamado de alerta. Para la rotaria y levantar la flecha para que se tenga la junta inferior arriba de la mesa rotatoria. Parar la bomba de lodos y observar el pozo. Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. Cerrar el preventor superior con arietes de TP o el preventor anular. Cerrar el estrangulador o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia a la fractura de la formación expuesta. Registrar presiones estabilizadas en la tubería de perforación y revestimiento.

UNA VEZ CERRADO EL POZO, SE DEBE PROCEDER A LO SIGUENTE:     

Medir el incremento de volumen de lodo en presas. Determinar la densidad del lodo de las presas. Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga múltiple de estrangulación, para localizar las posibles fugas. Verificar la presión en la unidad acumulada. Verificar el funcionamiento de los mata chispas de los motores.

3.2- SIMULACRO AL ESTAR METIENDO O SACANDO TUBERÍA DE PERFORACIÓN.  Llamado de alerta.  Suspender la operación del viaje, dejando una junta arriba de la mesa rotatoria.  Sentar la TP en sus cuñas.  Instalar la válvula de seguridad abierta.  Cerrar la válvula de seguridad.  Suspender la sarta del elevador.  Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.  Cerrar el preventor superior con arietes de TP o el preventor anular.  Cerrar el estrangulador o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia a la fractura de la formación expuesta. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 73

Tipo de Documento: Código:



Manual Técnico de Capacitación Página: 74 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Registrar la presión en la tubería de revestimiento avanzada.

UNA VEZ CERRADO EL POZO, SE DEBE PROCEDER A LO SIGUIENTE:     

Medir el incremento en volumen del lodo en presas. Determinar la densidad de lodo en presas. Observar el conjunto de preventores, múltiples de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga del múltiple de estrangulación para localizar posibles fugas. Verificar la presión en la unidad acumuladora. Verificar el funcionamiento de los mata chispas de los motores

3.3- SIMULACRO AL ESTAR METIENDO O SACANDO HERRAMIENTA.  Llamado de alerta.  Suspender la operación de viaje dejando una junta sobre la mesa rotatoria.  Colocar cuñas e instalar el collarín.  Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangulación.  Instalar el sustituto de enlace de la tubería a la herramienta.  Conectar un tubo o una lingada de tubería, bajarla y colocarla en las cuñas a la altura de la mesa rotaria.  Instalar y cerrar la válvula de seguridad.  Suspender la sarta en el elevador.  Cerrar el preventor superior de arietes de TP.  Cerrar el estrangulador o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia a la fractura de la formación expuesta. UNA VEZ CERRADO EL POZO PROCEDER A LO SIGUIENTE:     

Medir el incremento en volumen del lodo en presas. Determinar la densidad de lodo en presas. Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, para localizar posibles fugas. Verificar la presión en la unidad acumuladora. Verificar el funcionamiento de los mata chispas de los motores.

3.4- SIMULACRO AL NO TENER TUBERÍA DENTRO DEL POZO.  Llamado de alerta.  Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 74

Tipo de Documento: Código:

  

Manual Técnico de Capacitación Página: 75 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte. Cerrar el estrangulador o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia a la fractura de la formación expuesta. Registrar la presión estabilizada en la tubería de revestimiento.

UNA VEZ CERRADO EL POZO SE DEBE PROCEDER A LO SIGUIENTE:     

Medir el incremento en volumen del lodo en presas. Determinar la densidad del lodo en presas. Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga del múltiple para localizar posibles fugas. Verificar la presión en la unidad acumuladora. Verificar el funcionamiento de los mata chispas de los motores.

3.5- SIMULACRO DE CONTROL DE BROTES CON EL DESVIADOR DE FLUJO. (DIVERTER) PRECAUCIONES. Todo el personal de la tripulación debe estar familiarizado con la instalación, el funcionamiento, componentes, incluyendo las consolas de control. Este desviador de flujo en pozos terrestres. Se instala en la primera tubería de revestimiento, (tubería conductora), en plataformas marinas, regularmente se instala en la tubería conductora, con las líneas de venteo hacia áreas seguras, opuestas a donde viene el viento, en costa afuera se usan dos líneas de descarga, con válvulas selectivas para que el perforador pueda elegir la línea opuesta de donde viene el viento para cada periodo o a medida que cambien las condiciones del viento. Tener bien ubicado el control de desvío o apertura de válvulas de venteo para evitar confusiones, ya que primero se deben abrir las válvulas rápidamente. Visualmente verificar que la válvula o válvulas estén plenamente abiertas. A. PERFORANDO. Procedimiento: 1. Atender la alarma del brote de gas. 2. Levante la flecha al punto de desconexión. No parar la bomba 3. Abrir las válvulas de paso completo en líneas de desviador de flujo. 4. Cerrar el preventor anular (Diverter) Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 75

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 76 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

5. Continuar bombeando lodo de perforación o agua. Bombee al más alto gasto permisible 6. Si tiene lodo pesado continuar bombeando hasta desalojar el flujo. B. VIAJANDO. Precauciones: Todo el personal de la tripulación debe estar familiarizado con la instalación, el funcionamiento, componentes, incluyendo la consola de control. Tener bien ubicado el control de desvío o apertura de válvulas de venteo para evitar confusiones, ya que primero se deben abrir las válvulas rápidamente. Visualmente verificar que la válvula o válvulas este plenamente abiertas. Procedimiento: 1. Atender la alarma del brote de gas. 2. Colocar una junta arriba de la rotatoria y sentar la sarta en las cuñas. 3. Si la TP no flota, conectar la válvula de pie, apretar. 4. Abrir las válvulas de paso completo en líneas de desviador de flujo. 5. Cerrar el preventor anular (Diverter) 6. Conecte la flecha, abra la válvula de pie e inicie el bombeo del lodo, ¡lo más rápido posible! 7. Considerar desplazar un bache viscoso para cubrir desde la barrena hasta la superficie.

4.- PRUEBAS DE FORMACIÓN. PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR LA PRUEBA DE GOTEO, DE ADMISIÓN O INTEGRIDAD. Al efectuar esta prueba, se debe perforar la zapata y perforar de 30 a 50 metros de agujero nuevo, se debe circular el fluido hasta quedar limpio y comprobar que está homogéneo y debe ser acondicionado cuidando que la gelificación sea minimizada, se levanta la sarta hasta +/- 30 mt. Por arriba de la zapata. La bomba a utilizar puede ser una unidad de alta presión para operarla a bajo volumen. Se instala la bomba de alta presión y se prueban las conexiones superficiales y del sistema de prueba para ver si no hay fugas. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 76

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 77 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Se cierra el preventor de arietes de tubería y se aplica presión al pozo por TP en incrementos de 100lb/pg², o se bombea fluido al pozo en incrementos de volumen aproximados de medio barril por minuto, después de cada incremento de presión, el bombeo se suspende y se observa la presión, si se mantiene durante 5 minutos, se prueba el incremento siguiente, si la presión no se mantiene, se presuriza nuevamente el pozo. La prueba termina cuando la presión no se mantiene después de varios intentos o no es posible aumentarla. Existen otras maneras más sofisticadas para calcular gradientes de fracturas de formación en forma indirecta y son: por medio de registros electrónicos, simbológicos o por métodos analíticos. El principio físico de la prueba de goteo o admisión, es encontrar la presión a la cual la formación empieza a admitir fluido sin llegar a la fractura. El pozo se somete a un valor de presión con el fluido empleado, más un valor adicional de bombeo para transferir una pequeña cantidad de presión a la formación, esto se logra a muy bajo gasto. PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR LA PRUEBA DE INTEGRIDAD LIMITADA. Esta prueba se realiza cuando no se desea que los fluidos entren a la formación o ella se rompa. Para el caso particular de pozos en desarrollo, es aceptable aplicar una prueba de densidad equivalente con un rango hasta 0.05 gr/cmᶟ de la máxima densidad del fluido utilizado en pozos vecinos o de correlación referente a la resistencia de la formación en la etapa correspondiente. Al aplicar la presión se toma en consideración la formula siguiente: 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑃𝑆 =

(DEL − DL) 𝑋 10 𝐻

Dónde: PS: Presión aplicada en superficie. DEL: Densidad equivalente del lodo considerar quitarle 0.05 gr/cmᶟ a la que se utilizó en la prueba efectiva del campo en desarrollo. DL: La densidad del lodo la que se esté usando en el momento de la prueba de integridad limitada. 10: Valor constante. H: Altura de la zapata.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 77

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 78 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

5.- OPERACIONES DE DESLIZAMIENTO DE TUBERÍA (STRIPPING). El propósito para realizar operaciones de deslizamiento de tubería bajo condiciones de presión al interior del pozo, es introducir el extremo de la sarta a un a profundidad que permita efectuar el control, sin querer aumentar demasiado la densidad. Evitando con ello dañar la formación o las tuberías de revestimiento. Al cerrar un pozo con el preventor de arietes correspondiente al diámetro de la tubería en uso, después de un brote, la presión de la formación o del intervalo productor actúa sobre el área de la tubería y ejerce una fuerza ascendente (FASC), la cual debe contrarrestarse con el peso de la sarta de perforación o de producción para evitar que la expulse hacia la superficie. FASC = Se refiere a la fuera que empuja el yacimiento. Si el peso de la sarta es > FASC = STRIPPING Si el peso de la sarta es < FASC = SNUBBING SNUBBING: Introducir tubería a presión (SNUBBING) significa que la fuera ascendente de la formación, es mayor que el peso de la sarta que tiene el pozo al momento del brote. STRIPPING: Introducir tubería deslizándola a través del preventor anular, ya que considera el peso mayor de la sarta de perforación que la fuerza ascendente de la formación. PLANEACIÓN DE ACTIVIDADES En cualquier tipo de operación, es necesario planificar con eficiencia y seguridad todas las actividades a desarrollar, las cuales deben incorporar y determinar los siguientes factores: 1. Estado mecánico del pozo y densidad del fluido de control. 2. Gradiente de fractura y presión de yacimiento. 3. Altura e intensidad del brote. 4. Máxima presión permisible a la formación expuesta. 5. Elaboración del programa. También se consideran posibles problemas, así como son:    

La migración del gas. Las pérdidas de circulación. Las facturas de formación. La presión interna de la TR.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 78

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 79 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR LA OPERACIÓN DE STRIPPING. EJEMPLO DE UN ESTADO MECÁNICO Profundidad total del pozo = 3,500 mt. Zapata de TR 7 5/8”, grado N-80, 39#/pie a 2,400 mt. Barrena de 6 ½” a 1,995 mt. DC 4 ¾” X 2”, 50#/pie y longitud = 137 mt. TP 3 ½” 13.3#/pie y longitud = 1,890 mt Fluido de control de 1.05 gr/cmᶟ Al ocurrir el brote el pozo se cerró con PCTR = 800 lb/pg² = 56.25 kg/cm² Calcular lo siguiente: 1. La FASC = (fuerza o empuje de formación). 2. El peso de la sarta en el aire (Pta) y sumergida dentro del fluido de control (Ptf). 3. Comparar los valores 1 y 2 para confirmar si se aplica la técnica STRIPPING. SOLUCIONES: 1.- FASC = PCTR X D² X 5.08 FASC = 56.25 (3.5²) X 5.08 FASC = 3,500 KG 2.- Pta = Pta x 1.49 x L = 13.3#/pie x 1.49 x 1, 890 m = 37,454 kg Pdc x 1.49 x L = 50#/pie x 1.49 x 137 m = 1.49 x 50 x 137 m = 10,206.5 m Peso de la sarta en el aire = Ptp + Pdc = 37, 454 + 10,206.5 Peso de la sarta en el aire = 47,660.5 kg 2.1.- La fórmula para calcular el peso en tubería sumergida en el lodo es: Ptf = (1-dl/da) Ptf = 47,660.5 (1-1.05/7.85) Ptf = 47,665.5 x 0.866 Ptf = 41,274 kg Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 79

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 80 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

3.- Al comparar los valores 1 = 3,500 kg y el 2 = a 41,274 kg. Se confirma que se puede efectuar la operación STRIPPING. Secuencia: 1. Instalar la válvula de contrapresión (preventor interior tipo dardo) sobre la válvula de seguridad (válvula de pie) 2. Activar la válvula de contrapresión tipo dardo, para su cierre automático. 3. Abrir la válvula de seguridad (válvula de pie). 4. Cerrar el preventor inferior con arietes de TP. 5. Desfogar la presión al quemador, manipulando el estrangulador. 6. Cerrar el estrangulador. 7. Cerrar el preventor anular (esférico) 8. Abrir el preventor superior con arietes para tubería, inmediato al preventor anular. 9. Abrir válvula exterior mecánica del cabezal, para igualar la presión. 10. Cerrar la válvula anterior punto 9. 11. Abrir el preventor inferior con arietes de TP. 12. Registrar presiones en TP y TR. RECUERDE: Es de suma importancia tener el registro de la hora del cierre del pozo y las presiones estabilizadas en TP y TR, y la máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia a la fractura de la formación expuesta, ya que en los preparativos para tomar la decisión de hacer el STRIPPING pasa un tiempo razonable en el cual si la burbuja que entró al pozo es gas este tendrá la tendencia a migrar (migración de gas sin expansión) y por lo consiguiente aumentarán las presiones en el fondo del pozo, en la zapata, en TP y TR. Recomendaciones prácticas para efectuar el Stripping:  

 

Determinar la presión de operación, al cual fuga el preventor anular (esférico), e incrementar la misma aproximadamente 50 lb/pg². Antes de iniciar la operación a partir de la presión ya conocida punto (1) aumenta a esta 300 lb/pg² en tres ocasiones, con el fin de darle elasticidad al elemento de hule, regresar a la presión conocida punto (1). Agregar sobre el elemento empacador (dona) un baño de aceite y engrasar cada una de las juntas de la tubería. Purgar fluido del pozo por el espacio anular a través del múltiple de estrangulación, tomando en cuenta el volumen del acero introducido al pozo y la migración del gas.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 80

Tipo de Documento: Código:





  

Manual Técnico de Capacitación Página: 81 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

No permitir que la máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia a la fractura de la formación expuesta, sea rebasada ya que se corre el riesgo de fracturar la formación. Las purgas de fluido se sugiere sean calculadas con la fórmula de la Ley de Boyle, para mantener una presión de formación < que la presión en el fondo del pozo y así evitar más entrada de gas. Efectuar el Stripping a una velocidad uniforme para aprovechar la huella, que va dejando el paso de la tubería sobre el elemento. Debe tomarse en cuenta que la presión regulada en el punto (1) puede regular al paso de las juntas del a tubería. Llenar con fluido de control la TP, cada tres lingadas.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 81

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 82 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 6.- CARACTERÍSTICAS Y COMPORTAMINETO DEL GAS 1.- CARACTERÍSTICAS DEL GAS El gas es un fluido sin forma y volumen propio, cuyas moléculas tienden a separarse unas de otras; los cuerpos se constituyen por partículas muy pequeñas que se llaman moléculas, separándose entre sí por espacios vacíos. Dependen de las fuerzas intermoleculares que las unen y cambian en tres estados físicos de la materia. SÓLIDO.- Las moléculas se unen por grandes fuerzas intermoleculares tienen forma y volumen fijo. LIQUIDO.- En cuanto las fuerzas intermoleculares no mantienen en su lugar a sus moléculas rígidas y estas se deslizan unas sobre otras, tomando la forma del recipiente que lo contiene. GASEOSO.- En este estado, las fuerzas intermoleculares son nulas y sus moléculas se alejan unas de otras, el cuerpo no tiene forma ni volumen fijo. Las características de los líquidos es que fluyen al no contenerlos un recipiente. Sus volúmenes no varían por lo que son incomprensibles, como: el agua, el aceite y el mercurio. Las características del gas se identifican porque sus moléculas no tienen cohesión y si una gran movilidad. Dentro de un recipiente lo llena totalmente y ejerce presiones en sus paredes, lo cual causa dos efectos: En la relación entre presión y volumen, el científico británico Robert Boyle, difundió los resultados conocidos como ley de Boyle y considero que a temperatura constante, el volumen varia inversamente proporcional a la presión que se somete, por ejemplo si una burbuja de gas se somete al doble de su presión original su volumen se reducirá a la mitad y si se libera la presión a la mitad de la original, el volumen aumentara al doble. EXPANSIÓN: Un gas tiende a ocupar mayor volumen, si la presión se disminuye a la mitad, entonces su volumen se expande al doble del valor original. COMPRENCIÓN: Un gas puede disminuir su volumen, si la presión de duplica, el volumen disminuye a la mitad del valor original.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 82

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 83 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

2.- TIPO DE GASES Es de suma importancia conocer si el fluido invasor que entro al pozo es gas o líquido, se obtiene al calcular su densidad; para determinar que fluido entro, debe medirse el aumento de volumen en presas, metros cúbicos o barriles, las presiones estabilizas al cierre del pozo TP y TR kg/cm2 o lb/pg2 Al presentarse brotes de aceite o de agua salada puede haber presencia de gas por lo que todas las sugerencias, se deben considerar gaseosas, mientras los hechos no demuestren lo contrario.

3.-DENSIDAD DEL GAS Cuando la densidad del fluido invasor es de: 0.120 a 0.450 gr/cm 3 el fluido que ingresa al pozo es gas, si el resultado está entre 0.451 y 0.870 gr/cm3 el brote se considera aceite y si fluctúa entre 0.871 y 1.10 gr/cm3 el fluido es una mezcla de agua, aceite y gas.

4.-MIGRACION DEL GAS SIN EXPANSIÓN La ley de Boyle indica que al no permitírsele la expansión a la burbuja de gas, esta conservara su volumen y presión original y a medida que ascienda por migración, considerando está en 1000 pies/hr (304.8 m/hr) las presiones en el fondo del pozo aumentaran, debido a la altura de la columna de fluido de control que va quedando debajo de la burbuja, la presión que se incrementa a partir de que inicia la migración aumenta en el fondo del pozo, a cualquier profundidad del pozo, en superficie en TP y TR. El resultado de la migración del gas sin expansión, provocara seguramente el fracturamiento de la formación expuesta (zapata) daño a la tubería de revestimiento o daño en las conexiones superficiales de control. Para evitar que se incremente la presión y que llegue a representar el riesgo de fracturar la parte más débil del pozo se recomienda el sistema de sangrado de pequeñas cantidades de fluido por medio del estrangulador, este sangrado se debe medir, utilizando la ecuación de Boyle ya que es el que corresponde al aumento de presión tanto en el fondo como en superficie y a cualquier profundidad del pozo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 83

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 84 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Migración de gas con expansión controlada

0

7

14

28

185

Presion de Superficie

762 m

-

1524 m

-

27 bl

4 bl 2 bl

2286 m

-

1.3 bl

1 bl 3048 m

Presion de Fondo 365.7 kg/cm2

365.7 kg/cm2

365.7 kg/cm2

365.7 kg/cm2

365.7 kg/cm2

477

4293 LT

Ganancia en Presas

0

47.7

159

5.- MIGRACIÓN DEL GAS CON EXPANSIÓN CONTROLADA El fluido de la formación al pozo (burbuja) cuando entra al pozo, contiene la presión del yacimiento, por lo tanto cuando se circula un brote de gas con expansión controlada, en el momento que se efectúa el control del pozo. Manteniendo una presión de fondo ligeramente mayor, que la presión de la formación que provoco la entrada de fluidos al pozo. Y a medida que se haciende hacia la superficie pierde presión y aumenta su volumen, la ley de Boyle considero que a temperatura constante, el volumen varia inversamente proporcional a la presión que se somete, en este caso cuando la burbuja está a la mitad de la profundidad total del pozo el volumen de la burbuja se expandió al doble, es la razón por lo que se registra incremento en el volumen en las presas. Esta práctica se puede llevar a cabo mediante algunos métodos de control (del perforador, esperar y densificar, concurrente). Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 84

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 85 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Expansión descontrolada del gas 0

0

0

0

0

Presion de Superficie

762 m

-

1524 m

-

354 bl

4 bl 2 bl

2286 m

-

1.3 bl

1 bl 3048 m

Presion de Fondo 365.7 kg/cm2

365.7 kg/cm2

?

?

212

318

638

?

Ganancia en Presas

159

56,298 LT

6.- EXPANSIÓN DESCONTROLADA DEL GAS En el control del pozo, al circular para evacuar la burbuja, si la presión impuesta con el estrangulador para transmitir una presión al fondo del pozo, mayor que la de la formación no está bien aplicada, el gas en su recorrido a la superficie, cuando la burbuja está a mitad del pozo, duplica su volumen, la formación continuara aportando fluido invasor al pozo y la burbuja se expandirá rápidamente en el recorrido de mitad del pozo a superficie perdiendo la presión hidrostática del fluido de control, debido a la gasificación o invasión de gas al pozo.

7.- COMPORTAMIENTO Y SOLUBILIDAD DEL GAS Resulta bastante complejo tratar el comportamiento y la solubilidad de diferentes gases en fluidos. Para comprender los aspectos específicos de la solubilidad y el comportamiento de un brote de gas, se necesitan tomar en cuenta varios factores, tales como el tipo de fluidos, Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 85

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 86 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

temperatura, el pH, tipo de gases y presiones encontradas, así como el tiempo durante el cual un volumen de fluido queda expuesto a un volumen de gas. Sin embargo si el análisis se limita a tipos generales de fluidos (base de agua, base aceite, incluso aceite sintético) y un gas en común (H2S, CO2, metano, etc.), se pueden establecer parámetros generales.  Cuando ocurre un brote de gas, y si entra asociado con aceite y agua, al circularlo, el brote migra muy lentamente y no se expande en forma apreciable, hasta que alcanza cierta profundidad, donde el gas se disocia del líquido.  Una vez que se libera la fase liquida, pasando a fase gaseosa, la burbuja de gas se expandirá rápidamente hasta alcanzar el volumen que corresponda.  En fluidos base agua, como los de base aceite, la solubilidad aumenta, si la presión se mantiene constante y se incrementa la temperatura; más aún si esta se mantiene constante y se incrementa la presión.  La alcalinidad afecta la solubilidad en los fluidos de base agua. Los gases corrosivos (sulfuro de hidrogeno y bióxido de carbono) son más solubles en fluidos de mayor ph.  El metano y el H2S son mucho más solubles en soluciones de base aceite que en fluidos de base agua.  Los cambios en las condiciones (presión), pueden hacer que el gas se desprenda de la solución repentinamente, lo cual resultara en una expansión inesperada que puede provocar la expulsión del fluido desde ese punto hacia la superficie.

8.-MIGRACIÓN DEL GAS (CONSIDERACIONES)      

Se expande rápidamente al estar cerca de la superficie, causando un incremento en el volumen de las presas. Causa posibles problemas de congelamiento, por la rápida expansión, después del paso por el estrangulador. Requiere del uso de un separador gas-lodo y líneas al quemador para remover al gas del sistema. Tiene gran potencial de riesgo por fuego En el momento que entra un brote al pozo, causa incrementos de presión de cierre en TR y en TP. En el momento que sale el gas del pozo a superficie, causa caídas de presión en TR y TP.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 86

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 87 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

9.- COMPORTAMIENTO DEL GAS      

Su expresión es: Presión= Fuerza /área Su manifestación es en todas direcciones La burbuja de gas se manifiesta en todas direcciones es la razón por la que incrementa la presión en el fondo del agujero y con presión en la superficie. Tiene capacidad de migrar por su relativa baja densidad (0.12 gr/cm 3) hacia la superficie. El comportamiento y la relación entre presión- volumen a la misma temperatura es P1 V1= P2 V2 Cuando el brote de gas entra al pozo su volumen es igual al recibido como incremento en las presas. Presión de Formación = Presión hidrostática de TP + PCTP Presión de Formación = (PH TR + Phfi) + PCTR







El permitir la migración del gas sin expansión, la burbuja conserva su volumen y presión original aumentando la presión en el fondo del pozo, a cualquier profundidad, en su recorrido del fondo del pozo a superficie en TP y TR. Estas presiones no pueden ser toleradas porque se transmiten dentro del pozo y causan serios problemas. Esta presión se controla mediante la purga de reducidos volúmenes de lodo extraídos por el espacio anular, a fin de bajar la presión en la superficie y en el fondo del pozo. Para calcular el volumen de purga se usa la siguiente ecuación:

P1 = Presión de formación kg/cm2 V1 = Vol. De brote (gas), m3 P2 = Presión de la formación kg/cm2 – el incremento de presión en superficie en TR, kg/cm 2 V2 = ((PF x Vol. Ganado) / (PF- Incr. De presión en sup.)) PURGA = V2 – V1 = litros o m3

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 87

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 88 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

10.- MEDICIÓN PARA OBTENER LA TEMPERATURA ABSOLUTA CONVERSIÓN GRADOS FAHRENHEIT A GRADOS CENTRÍGADOS °C = (°F – 32) X 0.5556 CONVERSIÓN GRADOS CENTRÍGADOS A GRADOS FAHRENHEIT °F = (°C X 1.8) + 32 CONVERSIÓN GRADOS CENTRÍGADOS A GRADOS KELVIN °K = °C + 273 CONVERSIÓN GRADOS FAHRENHEIT A GRADOS RANKINE °R = °F + 460

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 88

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 89 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 7.- MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS CON PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE 1.- MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS CON PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE Y OBJETIVOS   

El método del perforador El método del Esperar y Densificar El método Concurrente

Los objetivos fundamentales para aplicar los métodos convencionales de control con presión constante en el fondo del pozo son: EVITAR LA ENTRADA DE BROTES ADICIONALES Significa aplicar una presión de circulación en el fondo del pozo, ligeramente mayor que la presión de formación que provoco la turgencia o brote. EVACUAR AL BROTE DE UNA MANERA segura Considerando el método a utilizar y cálculo realizado referente a la presión inicial de circulación, con el manejo del estrangulador aplicar una presión de fondo constante, durante todo el control del pozo. EVITAR EXCESO DE PRESION WN SUPERFICIE Y FONDO DEL POZO La ejecución satisfactoria en la ejecución del método de control, evita la entrada adicional de fluidos de la formación del pozo, caso contrario se incrementa el volumen del gas en la columna del espacio anular provocando más presión en el pozo y superficie RESTABLECER EL CONTROL PRIMARIO Significa tener el fluido de control en las columnas del pozo homogéneas con la densidad del lodo necesaria.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 89

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 90 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

2.- PRINICIPIO DE LOS MÉTODOS DE CONTROL CON PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE Al presentarse una surgencia o brote, la tripulación lo identifica y procede de inmediato a cerrar el pozo. Al estabilizarse las presiones en TP y TR, se detiene la entrada de los fluidos y la presión en el fondo del agujero y la presión de formación se equilibran. La presión de cierre estabilizada en la tubería de perforación (PCTP) más la columna hidrostática de la TP, será el valor de la presión de formación que provoco la surgencia. Esta presión es la que se debe atender con mucho cuidado, con ella se calcula la densidad de equilibrio para controlar el pozo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 90

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 91 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

3.- DESCRIPCIÓN DE LOS MÉTODOS 3.1.- MÉTODO DE PERFORACIÓN El método del perforador es una técnica utilizada de dos circulaciones, durante la primera circulación se calcula la presión inicial de circulación, (PIC) manteniendo esta constante en la tubería de perforación, hasta que se circulen los fluidos (sugerencias o brotes) fuera del pozo, durante la segunda circulación se bombea fluido de control y al contabilizar el número de emboladas o volumen para llenar la tubería de perforación hasta la barrena se registra esta presión conocida como presión final de circulación (PFC). SECUENCIA PRIMERA CIRCULACIÓN. (CON DENSIDAD ORIGINAL) 1. Registre presiones estabilizadas en TP y TR. 2. Abra totalmente el estrangulador hidráulico o manual ajustable, con este movimiento se tiene la ventaja que la presión en TR se reduce considerablemente, evitando romper la formación expuesta debajo de la zapata de la última tubería de revestimiento en pozos que tienen muy limitada la máxima presión permisible. 3. Inicie el bombeo a gasto y presión reducida de circulación (PRC) pre-establecido. Con el manejo del estrangulador ajuste, la presión inicial de circulación (PIC), en la tubería de perforación, con esta acción se establece un presión de fondo constante ligeramente mayor que la presión de formación, no permitiendo más entrada de fluido invasor al pozo. 4. Mantenga la presión de fondo constante, debiendo llevar cuidadosamente el conteo de emboladas que son requeridas para el llenado del espacio anular, recordando que la burbuja una vez que llega a la mitad del recorrido por el espacio anular su volumen se duplica y por consiguiente el volumen ganado de inicio en presas se duplica, a partir de esa profundidad se debe estar pendiente a los ajustes que sean necesarios en el estrangulador ya que la burbuja se estará expandiendo y la columna de gas será cada vez mayor requiriendo una presión en TP, ligeramente mayor a la usada como inicial de circulación, para no permitir que la presión de fondo del pozo sea menor que la presión de formación, y haya entrada de fluidos de la formación al pozo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 91

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 92 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

5. Sumamente importante, es estar constantemente verificando la entrada y salida de los fluidos caída debajo de estranguladores. 6. En el momento que sale toda la burbuja de gas, se continúa con el bombeo hasta terminar el ciclo completo de circulación. 7. Antes de parar el bombeo y cerrar el pozo, es necesario anotar cuidadosamente la apertura del estrangulador, las presiones en TP y TR. 8. Pare el bombeo y cierre el pozo, cheque las presiones en TP y TR, si son iguales nos indica que no hay gas en el espacio anular, si la presión en TR es mayor nos indica que tenemos aún gas en el espacio anular, debiendo bombear un ciclo que corresponda al volumen calculado para el espacio anular. SEGUNDA CIRCULACIÓN. (CON DENSIDAD DE CONTROL)  



Las personas en TP y TR deben ser iguales. Utilizando fluido de control, se inicia el bombeo- simultáneamente se abre el estrangulador ajustando por TP la presión inicial de circulación, basada en la presión final de circulación corregida por densidad, más la presión de cierre del pozo en TP (PRC + PCTP), al momento que se van incrementando las emboladas por la tubería de perforación la presión va cayendo y en el momento que el fluido pesado llega a la barrena, se registra la presión que se tenga en el manómetro de TP y esa será la presión final de circulación, que mantendremos hasta desplazar todo el volumen del lodo de menor densidad. Pare la bomba y cierre el estrangulador, si no se registra presión en TP y TR, el pozo está controlado.

3.2.-MÉTODO DE DENSIFICAR Y ESPERAR Cuando se utiliza este método, se tiene la ventaja que se generan bajas presiones sobre la formación en el agujero descubierto y sobre todo, en la parte más débil referida la formación expuesta debajo de la zapata, lo que favorece en pozos que tienen formaciones expuestas a pérdidas de fluidos, además para el control del pozo se requiere de una sola circulación. La desventaja es: cuando es cuantificado y valorado el brote o sugerencia y el resultado del fluido que entro al pozo es gas, el pozo no puede ser cerrado por un tiempo prolongado para Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 92

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 93 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

densificar el fluido para matar ya que la burbuja de gas al no permitirles su expansión, conserva su volumen y presión original, aumentando la presión en el fondo del pozo y en toda su trayectoria a superficie con el riesgo de generar un problema en el pozo por la migración de la burbuja. En este caso se puede recurrir al método volumétrico para purgar pequeñas cantidades de fluido de control por el espacio anular para mantener una presión en el fondo ligeramente mayor a la presión de formación que provoco el brote. Si la surgencia es una mezcla de aceite con agua dulce, salobre o salina, es recomendable aplicar este método considerando que estos fluidos tienen a tendencia a la migración a menos velocidad si contienen gas. SECUENCIA 1. Basado en presiones estabilizadas en TP y TR se calcula el fluido de control (equilibrio) y se elabora la cedula de control para conocer la presión inicial (PIC) y final de circulación) (PFC). 2. Con pleno conocimiento de la capacidad de fluido en el interior de la sarta de perforación, así como sus emboladas para cubrir desde el inicio de la cedula de bombeo hasta llegar a la parte inferior de la sarta (barrena). 3. Inicie el bombeo a gasto y presión reducida ajustando el estrangulador, para transmitir presión de TR a la tubería de perforación hasta tener la presión inicial que se calculó en la hoja de control. 4. Con el manejo del estrangulador, siguiendo las lecturas anotadas en la cedula de control (emboladas versus presión inicial de circulación – presión final de circulación, al cumplirse el ciclo calculado de bombeo por TP se obtiene la (PFC) presión final de circulación. Con esta presión continúe bombeando manteniendo esta presión ya que a medida que el pozo se llena con fluido de mayor densidad, hay la tendencia de aumentar la presión por el espacio anular (TR). Por lo que se debe abrir el estrangulador y a la vez mantener la (PRC). 5. Al cumplirse el ciclo total de bombeo, pare la bomba. Si las presiones son iguales a cero, el pozo está bajo control. Si las presiones son iguales entre sí, pero mayores a cero la densidad del lodo bombeado no fue la suficiente para controlar el pozo por lo que se deberá repetir el procedimiento con base en las presiones registradas. Si la presión en tubería de perforación es igual a cero, pero en tubería de revestimiento se registra alguna presión, será indicativo que no se ha desplazado totalmente el espacio anular con densidad de control (o que hubo ingreso adicional de fluidos de la formación al pozo). Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 93

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 94 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

3.3.-MÉTODO CONCURRENTE Cuando se utiliza este método para controlar un brote, se inicia primeramente calculando la presión inicial de circulación con la que se aplica una presión de fondo constante ligeramente mayor a la presión de la formación que provoco el fluido. Se empieza adicionar barita al sistema de lodos hasta alcanzar el peso de control. Lo anterior significa aumentar la densidad al fluido mientras se circula. El método aplica un incremento gradual en el peso del fluido de control, hasta que el brote es desalojado a la superficie, por lo cual requerirá varias circulaciones hasta completar el control del pozo. 3.2 SECUENCIA 1. Registre las presiones de cierre estabilizadas en la tubería y en el espacio anular (PCTP y PCTR). 2. Iniciar el control a una (PRC) presión reducida de circulación y mantener la (PIC) constante, hasta totalizar las emboladas necesarias del interior de la sarta de perforación hasta la barrena 3. El operador del estrangulador debe controlar y registrar las emboladas de la bomba y graficar número de emboladas, densidad de entrada y salida del fluido de control a medida que se está densificando. 3.3 VENTAJAS 4. Su premisa consiste en que puede utilizarse una vez registrada las presiones de cierre. 5. Además puede aplicarse al tener calculadas las máximas presiones permisibles en el espacio anular (TR); resistencia al fracturamiento de la formación y en las conexiones superficiales de control 6. Hay un mínimo de retraso de tiempo para iniciar la circulación. 7. Es el método preferido cuando el incremento a la densidad es elevado y requerido. 8. Las condiciones de viscosidad y gelatinosidad del lodo pueden controlarse. 9. Hay menor presión a la salida de la TR durante el control, en relación al Método del Perforador. 10. El número de circulaciones requeridas será en función del aumento al peso del lodo, el volumen activo y las condiciones del fluido en el sistema; así como la capacidad de los accesorios y equipos de agitación y mezclado. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 94

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 95 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

3.4.- DESVENTAJAS QUE AFECTAN SU APLICACIÓN 1. Los cálculos requeridos para mantener la presión de fondo constante son más complicados en relaciona a los métodos de Perforador y de Densificar y Esperar. 2. Se requiere mayor tiempo de circulación durante la etapa de control. 3. La presión de superficie en la TR y la densidad equivalente del lodo, desde la zapata son elevados en relación al método de Densificar y Esperar.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 95

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 96 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

4.- HOJA DE CONTROL DE BROTES HOJA DE CONTROL DE BROTES

M E T O D O D E D E N S IF IC A R Y E S P E R A R

1. INFORMACIÓN PREVIA PRESION REDUCIDA DE CIRCULACION #1:

PRESION POR FRICCIÓN EN LINEA DE ESTRANGULAR #1: @ kg/cm2 #2: @ kg/cm2

@ kg/cm2

Epm

#2:

@ kg/cm2

Epm

CAPACIDAD INTERIOR EN T.P. TP pg lb/pie TP pg lb/pie Hw pg lb/pie Dc D.E. pg D.I. pg

GASTO REAL DE LA BOMBA

Epm

100% gal/Emb x

Epm =

Cap. Lt/m Cap. Lt/m Cap. Lt/m Cap. Lt/m

x x x x

Long (m) Long (m) Long (m) Long (m)

=

= =

Q Real (gal/emb) =

TP (lt)

=

Eficiencia x 3.785

Q Real (lt/emb)

TP (lt) Hw (lt) Dc (lt) lt

CAPACIDAD ANULAR

÷

=

Q. Real lt/emb

Emb. A la bna. Vol. Entre

AG y DC

x

(lt/m) Vol. Entre

AG y TP

x

(lt/m) Vol. Entre

TR y TP

x

(lt/m)

=

Long Dc (m) Long TP Agujero descubierto (m) Prof. Zapata (m)

(lt)

=

(lt)

=

(lt) lt

÷

Q. Real lt/emb

= Emb. p/desplazar espacio anuar (gr/cm3)

INFORMACIÓN DE TR Diam. TR

lb/Pie kg/m,

Pg.

.

peso

grado

kg/cm2

PCTR

2. LECTURAS PCTP 3. DENSIDAD DE CONTROL (Dc) (

x 10 ÷ PCTP Prof. Vert. (m) 4. PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

)

+

Do (gr/cm2)

+ PCT.P kg/cm2 Pres. red circ. (kg/cm2) 5. PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN (PFC)

kg/cm2

=

) x ÷ = P. red circ. (kg/cm2) Dc (gr/cm3) Do (gr/cm2) 6 . MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE EN INTERIOR DE TR

Prueba Zapata (gr/cm3)

-

) Do (gr/cm3)

x

Prof. Zapata

÷

10

Prueba Zapata

(Lb/gal)

Inc. Vol. Presas

lt

Densidad de control (Dc)

=

(

(

mts Profundidad TVD

=

kg/cm2 x 14.22 = PIC

lb/pg2

kg/cm2 x 14.22 = PFC

lb/pg2

kg/cm2 x 14.22 = Max. Pre. Tr

lb/pg2

7. CEDULA DE CONTROL EMB.

EMB

P.I.C.

P.F.C.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 96

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 97 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 8.- PROBLEMAS PREVIOS O DURANTE EL CONTROL DE UN POZO 1. ESTRANGULADOR (TAPADO O LAVADO) Al efectuar el control del pozo, al fluido del control se le incorporan partículas abrasivas de la formación que al pasar por el orificio del estrangulador a alta velocidad, pueden lavar (erosionar) las partes metálicas del mismo. También en algunas ocasiones los sólidos (arcillas) del fluido de perforación o baches floculados en grandes cantidades pueden tapar el estrangulador. Estas fallas en el estrangulador si no son detectadas oportunamente, en el fondo del pozo, pueden ocasionar: bajo balance o incrementar el sobre balance en el control del pozo. IDENTIFICACION Estrangulador tapado.- La presión en la tubería de perforación y en la tubería de revestimiento se incrementara gradualmente, generalmente las partículas generan ruido y vibración, puede presentarse disminución o no flujo por la línea de descarga del estrangulador. Si se abre el estrangulador, no se observara respuesta en las presiones registradas. Estrangulador lavado.- La presión en la tubería de perforación y en la tubería de revestimiento baja gradualmente, notándose aumento en el nivel en presas, si se cierra el estrangulador ligeramente, se observa que no hay respuesta en las presiones registradas. ACIONES CORRECTIVAS Las medidas correctivas que se deben aplicar en caso de existir problemas en el estrangulador son las siguientes:    

Considere el registro de apertura del estrangulador, presiones en TP y TR anotadas antes de la falla. Suspenda el bombeo. Cierre el pozo tan rápido y seguro como sea posible. Aísle la sección del estrangulador dañado y utilice otro estrangulador variable, manual o hidráulico para continuar la operación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 97

Tipo de Documento: Código:



Manual Técnico de Capacitación Página: 98 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Si no cuenta con otro estrangulador, repare el dañado y continúe con la operación de control.

2.- LINEA DE ESTRANGULADOR TAPADA La presión en TP aumenta, la presión en TR baja a cero ACCIONES CORRECTIVAS   

Suspenda el bombeo de inmediato para evitar romper la formación expuesta debajo de la zapata. Cierre el pozo tan rápido y seguro como sea posible. Derive el flujo del espacio anular por la línea de estrangular secundaria, utilice esta únicamente mientras se repara la línea de estrangular primaria.

3.- TAPONAMIENTO DE TOBERAS EN LA BARRENA Al taparse una tobera, la presión en la tubería de perforación aumenta repentinamente, la presión en manómetro de la tubería de revestimiento se mantiene en la lectura que se tenía antes del taponamiento. En el momento que se obtura una tobera o más se debe cuidar el fluido de salida y si este coincide con el de entrada nos indica que tenemos una tobera o más toberas tapadas pero no el taponamiento total. ACCIONES CORRECTIVAS 

Tome la presión registrada al momento que se observó el incremento de presión y esta será la nueva constante de presión inicial de circulación en caso de ser muy alta, se deberá calcular otra presión de circulación, utilizando un gasto menor, con los gastos reducidos al 50 o 30% del gasto constante para la perforación, que previamente el perforador tomo.

4.- TOBERAS DESPRENDIDAS EN LA BARRENA 

La presión utilizada conocida como presión inicial de circulación (PIC) para mantener una presión de fondo igual o ligeramente mayor que la presión de formación, se abate, es un indicador del desprendimiento de una tobera, la presión en la TR se mantiene igual.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 98

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 99 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

ACCIONES CORRECTIVAS 

La presión registrada en TP al momento del desprendimiento de la tobera, será la nueva presión de circulación, esta no modifica la presión de fondo constante igual o ligeramente mayor que la presión de formación que se está controlando.

5.- AGUJERO EN LA SARTA O TUBERIA LAVADA Al estar circulando un brote se pueden presentar problemas en la sarta de perforación por agujeros o juntas lavadas, al presentarse este problema, es complicado detectar la falla en el inicio de esta un indicador seria detectar fluido de matar por la línea de flujo antes de lo esperado, debiendo considerar tiempos de atraso, desde la barrena a superficie. En las operaciones en que haya la necesidad de hacer movimientos ascendentes y descendentes y rotación, con esta operación se está favoreciendo para que el agujero o junta lavada se incremente y con esa acción es muy probable se pueda observar caída de presión gradual en la TP con pequeños o ningún cambio en la presión en la tubería de revestimiento. El operador en el estrangulador por reacción natural, cerrara el estrangulador para tratar de compensar la presión perdida en TP y en ese momento se incrementara la presión en la TR. Es conveniente bombear un bache testigo para calcular la profundidad donde se encuentra la tubería lavada o agujero en la TP. ACCIONES CORRECTIVAS 





Ya determinada la profundidad del agujero o tubería lavada, si el fluido de matar está por encima del brote, en el espacio anular y este está asociado con aceite, agua y poco gas continúe con el programa establecido para el control del brote. En estos casos es de suma importancia conocer desde el inicio del control que fluidos entraron de la formación al pozo, recordemos que el gas, cuando un pozo permanece cerrado y al gas no se le permite su expansión, en la migración a superficie, este conservara su volumen original y la presión del yacimiento. Si se determinó que el agujero esta superficial, pare el bombeo y si el brote es de gas, implemente el método de control volumétrico.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 99

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 100 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

6.- SARTA DE PERFORACIÓN PARCIALMENTE TAPONADA Un repentino incremento de presión en la sarta de perforación con cambios pequeños o ninguno de presión en la tubería de revestimiento (TR) y circulación sin perdida y ganancia en presas, nos está indicando un taponamiento parcial, pudiendo ser una o más toberas de la barrena o posible obstrucción en el interior de la tubería, combinaciones o lastrabarrenas. ACCIONES CORRECTIVAS El encargado de operar el estrangulador no debe abrir el orifico de salida ya que la presión en TR, TP y en el fondo del pozo bajara y en consecuencia la presión de formación será mayor y entrarían fluidos de formación adicionales al pozo. Si la presión registrada en la sarta de perforación después del taponamiento se mantiene, esta se tomara como la nueva presión de bombeo y deberá ser registrada como la nueva presión inicial de circulación (PIC).

7.- SARTA DE PERFORACIÓN TAPONADA Un repentino y drástico aumento de presión en la tubería de perforación con pérdida de circulación parcial ACCIONES CORRECTIVAS    



Cierre el pozo por TR para evitar más entrada de fluidos de la formación al pozo. Verifique presión en TR hasta que este estabilizada, con esta acción se tiene en el fondo del pozo una diferencial cero contra la presión de formación. Si el brote es gas, considere la migración y aplique el método volumétrico para conservar una presión de fondo ligeramente mayor a la presión de formación. Si la sarta de perforación fue diseñada con válvula de contrapresión cañonee la tubería a una profundidad donde la densidad para el control sea suficiente para el método de control a usar. Si la sarta no cuenta con válvula de contrapresión baje una carga explosiva desintegradora para fragmentar las toberas de la barrena.

8.- PRESIÓN EXCESIVA EN SUPERFICIE Si la presión en la tubería de revestimiento se incrementa a tal grado que pudiera representar un riesgo para el personal y las instalaciones se deben considerar: Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 100

Tipo de Documento: Código:

    

Manual Técnico de Capacitación Página: 101 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Límites máximos de presión dentro del pozo Máxima presión esperada en superficie Máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superficiales de control (BOP’S) y tubería de revestimiento. Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia a la fractura de la formación expuesta. Si la sarta de perforación fue diseñada con válvula de contrapresión, considere que al llevar bombeada la capacidad de la tubería de perforación hasta la barrena, esta queda llena con lodo de control y si al momento de efectuar la evacuación de la burbuja, la presión impuesta con el estrangulador para transmitir una presión de fondo, mayor que la de la formación y esta no fue bien aplicada, continua entrando gas al pozo, ocasionando una presión diferencial llegando a caer la presión en TP en ocasiones hasta cero.

RECOMENDACIONES:  



No permitir que la presión en el espacio anular exceda el límite de presión de la parte más débil. Si el espacio anular esta gasificado, calcule la máxima presión permisible con gas en el espacio anular por resistencia a la fractura de la formación expuesta. Con el manejo del estrangulador sostenga la presión al 90% de la calculada. Continúe con el método de control, utilizando un gasto reducido, controle la presión en el espacio anular abriendo o cerrando el estrangulador, hasta alcanzar presión en TP para vencer la presión diferencial y así poder aplicar presión de fondo constante ligeramente mayor, sobre la presión de formación.

9.- PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN PARCIAL CUANDO SE CONTROLA UN POZO Regularmente el primer indicador de la disminución de circulación se observa al no responder el estrangulador debido a que el flujo que pasa por el orificio disminuye y en consecuencia baja la presión en TR, de igual forma baja la presión en la sarta de perforación y se registra perdida de nivel en las presas para lodos.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 101

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 102 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

ACCIONES CORRECTIVAS  

 

Calcule y use la densidad del lodo de tal forma que este en equilibrio con la presión de formación que se está controlando. Reduzca la tasa de bombeo, no utilizar margen de presión en el cálculo de circulación de fondo, este debe estar ligeramente en sobre balance para evitar más entrada de fluidos al pozo. La burbuja en su recorrido a superficie, una vez que pasa la zona de perdida, reduce la presión, con la probabilidad de solucionar el problema. Use material para perdida de circulación (se debe considerar cuidadosamente la selección del material tamaño y tipo ya que existe la probabilidad de taponar las toberas o alguna parte interna de la sarta de perforación).

10.- PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN TOTAL En el caso de este problema no se recomienda el uso de los métodos convencionales de control, ya que estos requieren mantener una circulación y una presión de fondo constante. Una probable fractura de la formación, se manifiesta con caídas de presión repentina en la tubería de perforación. Se da cuando el fluido de perforación fluye hacia la formación provocando que la columna de la altura del lodo dentro del pozo no mantenga su nivel a superficie, declarándose una pérdida total de circulación. En la tubería de perforación en ocasiones su presión puede llegar a cero y su nivel pudiera depender de la magnitud del reventón subterráneo, también se deben considerar la presión en TR debido a la migración de los fluidos aportados por la formación pudiendo ser gas, aceite o agua. Por lo que básicamente, primero se requiere controlar la perdida, posteriormente controlar el pozo.  

Primero se debe localizar la profundidad de la zona de perdida, utilizando un registro de temperatura, sonido y presión. Si el brote de gas, una solución a este problema es colocar un tapón de barita mezclada con agua que cubra una longitud de agujero de 100 m. a la altura de la zona de perdida, estos tapones son eficientes en flujos de gas, la densidad del tapón se sugiere sea 0.24 gr/cm3 más pesado que el fluido en uso, importante mencionar que se tiene la probabilidad de que la sarta se pegue por el rápido asentamiento de la barita.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 102

Tipo de Documento: Código:



Manual Técnico de Capacitación Página: 103 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

En formaciones que aportan agua, una solución al problema para taponar la perdida, es utilizar una mezcla de bentonita y diésel, siendo el diésel un transportador para la bentonita, cuando el tapón se encuentra en la zona de perdida y se tiene contacto con los fluidos de la formación, el agua aportada al pozo, permite que el diésel se separe de la bentonita y esta se deposite como una espesa capa de cemento.

Falla en la bomba para fluidos.- Es importante tener escrito en el libro del perforador, el régimen normal para perforar, los gastos reducidos, presiones de las bombas, y el caudal, en caso que la bomba que se está utilizando en el control presente falla, al hacer el cambio a la de relevo, se debe considerar lo siguiente.       

Registre la apertura del estrangulador. Tome las lecturas en TP y TR. Pare la bomba y cierre del pozo. Haga el cambio de bomba. Abra el estrangulador hasta la apertura registrada. Active la bomba ajuste las emboladas por minuto que se estaban manejando así como el gasto. La presión en TP y TR podrá tener alguna diferencia por los ajustes que se tenga de una bomba a otra, la presión aplicada en el fondo del pozo deberá ser ligeramente mayor a la presión de información.

Válvula de contrapresión en la sarta de perforación.- ¿Cómo se puede verificar la presión de cierre en TP cuando se tiene la válvula cerrada por presión diferencia por brote o surgencia? 



Con la línea de estrangular cerrada a través del estrangulador, inicie por TP el bombeo a bajo gasto, la presión se trasmitirá paulatinamente hasta observar un movimiento oscilatorio, se estabiliza momentáneamente posteriormente se tiene la tendencia a incrementar la presión. En el momento oscilatorio se tiene la apertura de la válvula y por consiguiente este valor será la presión de cierre en TP estabilizada.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 103

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 104 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 9.- FLUIDOS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS. 1.- CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN En cada etapa de la perforación del pozo, la selección de fluidos de perforación o terminación de pozos, que se utilizan, tienen como antecedente el pronóstico de las condiciones que se encontraran antes y durante la perforación de las formaciones que serán perforadas; las zonas previstas con geopresiones; los problemas de estabilidad de las paredes del agujero; la protección ambiental y los costos que se calculan por todos los conceptos. Los factores descritos, intervienen en la toma de decisiones y en el proceso de selección. A continuación se describe su clasificación general, sin que se pretenda alterar la importancia de cada fluido en función de cuanto y en donde vaya a ser utilizado.

2.- DESCRIPCIÓN DE LOS FUIDOS 2.1.- FLUIDOS BASE AGUA Agua dulce Se utiliza como fluido de control en pozos de baja presión con fines de abandono por carecer de una viscosidad sustentante, no se recomienda como fluido de acarreo. Salmueras Las salmueras, (solución=mezclas homogéneas), son compuestos de productos químicos que no se separan del agua, aunque esta quedara estática por un tiempo prolongado, pueden ser preparadas de cloruro de sodio, cloruro de calcio, cloruro de potasio y otras. Estas soluciones salinas se mezclan con facilidad, algunas su costo es relativamente bajo, no existe el peligro de incendio o explosión. Sin embargo en algunos lugares pueden constituir un riesgo para el entorno ecológico. Salmueras sódicas Con este tipo de fluidos se obtienen densidades desde 1.0 hasta 1.19 gr/cm 3, como ventaja tiene la de no dañar la formación por estar libres de sólidos, pero carecen de poder de suspensión.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 104

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 105 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Salmueras cálcica Con este tipo de fluidos se obtienen densidades hasta 1.39 gr/cm 3, como ventaja tiene la de no dañar la formación por estar libres de sólidos, pero carecen de poder de suspensión. Salmueras con polímeros y densificantes Con estas salmueras se pueden obtener densidades hasta de 1.70 gr/cm 3, utilizando carbonato de calcio y tienen capacidad de arrastre, por el contenido de polímero; como desventajas son corrosivas y se degradan a temperaturas de 100 °C. Salmueras de bromuros Se utilizan como fluidos limpios por no tener sólidos, disminuyendo el daño a la formación en el intervalo productor, son excelentes porque el retorno a la permeabilidad es bueno y tienen rangos reducidos de corrosión. Con bromuro de sodio se eleva la densidad hasta 1.52 gr/cm 3 con bromuro de calcio hasta 1.70 gr/cm3 con cloruro de calcio y bromuro de calcio un peso máximo de 1.81 gr/cm3. Con bromuro de calcio y bromuro de zinc hasta 2.42 gr/cm3 y con bromuro de zinc una densidad máxima de 2.51 gr/cm3. Fluidos tratados con calcio Al adicionar al lodo productos químicos como calcio y magnesio, se inhiben el hinchamiento de las arcillas o lutitas. Lodos con altos niveles de calcio soluble son usados para controlar el desprendimiento de lutitas, ampliando el agujero y prevenir el daño a la formación. La cal hidratada, yeso y cloruro de calcio son los principales materiales en los sistemas cálcicos. Estos lodos usualmente tienen un pH de 9.5 a 10.5 Lodos salados Estos se preparan con agua salada y arcilla atapulguita actualmente están en desuso, por tener altos costos en su preparación y mantenimiento. También se preparan con agua salobre de mar, y para darles viscosidad se usa la bentonita. Fluidos bentónicos Estos fluidos tienen como característica principal, un alto poder de arrastre y suspensión a bajo costo, de fácil preparación y buen control en el filtrado. Se alcanzan densidades hasta 1.08 gr/cm3, pero al perforar cemento se floculan fácilmente y a temperaturas de 180 °C se deshidratan aumentando su gelatinosidad. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 105

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 106 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

2.2.- FLUIDOS BASE ACEITE El aceite es su componente principal y como máximo debe contener menos de un 10% de agua emulsionada en una composición general. Este fluido podrá ser aceite mineral o diésel. Su uso no provoca daños a la formación. Emulsión inversa.- En estos fluidos el aceite es la fase continua y el agua dulce o salada es la fase discontinua. En su composición el contenido de agua es ± el 10% y su estabilidad depende de uno o más de los siguientes productos: agentes de suspensión, agentes humectantes y emulsionantes, agentes de control de filtración, reductores de viscosidad, cantidad y tipo de material para aumentar la densidad. Son fluidos totalmente inhibitorios y son diseñados para atravesar zonas de alta presión y para perforar las formaciones constituidas por lutitas deleznables altamente activas. Manejan altas densidades sin alterar sus parámetros fisicoquímicos. Fluidos de Baja Densidad Emulsión directa.- El agua constituye la fase continua y el aceite forma la fase discontinua. Cuando se analizan, los filtrados son bajos y siempre es aceite. Al agregarle determinados agentes de suspensión permiten elevar la viscosidad y poder de suspensión, por lo cual deben atenderse constantemente en su tratamiento y evitar durante su preparación que no se excedan materiales solidos que provoquen el taponamiento de la formación. Su característica principal se debe a la mezcla de fluidos como diésel y agua en forma emulsionada. Permite densidades de 0.86 a 0.92 gr/cm3, con viscosidades de 70 – 100 segundos y establece excelente bombeo. 2.3.- GASES Gases secos.- Estos fluidos lo componen: el aire, el gas natural, los gases de escape, los gases de combustión; el bióxido de carbono (CO2); el metano (CH4); el nitrógeno (N2). De los gases antes mencionado, el de más uso es el Nitrógeno (N2) por ser inerte posee varias cualidades que lo hacen confiable, químicamente no daña la formación ni a los materiales metálicos y elastómeros que forman parte del aparejo de producción. También es usado para pruebas de alijo en pruebas de formaciones e inyección para hacer barridos y recuperación de hidrocarburos de formaciones con baja presión de fondo. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 106

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 107 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

3.- FUNCIONES DE LOS ADITIVOS La clasificación de las funciones de cada aditivo están relacionadas principalmente a los fluidos de perforación y aceptadas por el Subcomité de la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC), ciertos aditivos tienen múltiples usos cuyas funciones se describen a continuación. Aditivos para control del pH, (potencial hidrogeno). Son productos que se diseñan para controlar el grado de acidez o alcalinidad de un fluido, puede incluir cal, sosa cautica y bicarbonato de sodio. Bactericidas Estos productos reducen la cantidad de bacterias paraformaldehido, sosa caustica, cal, almidón, son comúnmente usados. Removedores de Calcio La sosa caustica, ceniza, bicarbonato de sodio y ciertos polifosfatos mejoran la mayoría de los químicos diseñados para prevenir y vencer los efectos contaminantes de la anhidrita, yeso o ambas formas de sulfato de calcio. Inhibidores de corrosión La cal hidratada y sales de aminas se adicionan frecuentemente a los sistemas para monitorear la corrosión. Un buen fluido como los lodos emulsionados y de base aceite que contengan un adecuado porcentaje de coloides, exhiben excelentes propiedades de inhibir la corrosión. Des espumantes Son productos diseñados para reducir la acción espumante particularmente en lodos salados y salmueras saturadas. Emulsificantes Son productos para crear una mezcla heterogénea de dos líquidos. Estos incluyen lignosulfonato emulsionados, ciertos agentes activos de superficie cargados de manera aniónica, catiónica, o no iónica (cargados negativamente, positivamente o sin carga).

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 107

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 108 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Reductores de filtrado El filtrado o reductores de perdida como son: la bentonita, carboximetilcelulosa de sodio (CMC) y los almidones pre-gelatinizados sirven para controlar la perdida de filtrado; la cual es una medición a la tendencia de la fase liquida del fluido de perforación a pasar dentro de la formación. Floculante Salmueras, cal hidratada, yeso y tetrafosfatos de sodio. Estos productos se utilizan algunas veces para incrementar el esfuerzo del gel, pueden ser usados para crear partículas coloidales en suspensión, para agruparlas dentro de racimos, generando solidos libres de asentamiento. Agentes espumantes Son químicos que se usan con frecuencia y actúan como surfactantes (agentes activos de superficie) para generar espuma en presencia de agua. También permiten al aire o gas incorporarse al fluido. Materiales para perdidas de circulación La primera función de los aditivos para perdidas de circulación es obturar la zona de perdida en la formación frente a la cara expuesta del agujero, a fin de que las subsecuentes operaciones no provoquen perdida de fluidos de perforación. Agentes lubricantes Aceites, polvo de grafito y jabones, se agregan a los fluidos al operar con presiones extremas, se diseñan para reducir la fricción y la torsión e incrementar la potencia en la barrena por la reducción del coeficiente de fricción. Agentes liberadores de tubería Detergentes, jabones, aceites, surfactantes y otros químicos son expuestos en un área con tendencias de pegadura de tubería para reducir fricción, incrementando la lubricidad e inhibiendo el hinchamiento de la formación. Control de inhibidores de lutitas El yeso, silicato de sodio, lignosulfonatos de calcio, tales como la cal y la sal, son usados para el control de hidratación o desintegración de ciertas lutitas. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 108

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 109 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Agentes activos de superficie Se conocen como surfactantes porque reducen la tensión interfacial entre las superficies en contacto (agua/aceite, agua/solido, agua/aire, etc.) estos algunas veces puede ser emulsificadores, desemulsificantes, floculantes o defloculantes. Dependiendo del efecto que se desee sobre las superficies del fluido.

4.- PROPIEDADES DEL LODO A las mediciones que se realizan diariamente al Fluido de perforación (Análisis Fisicoquimico), se le llaman propiedades y es difícil establecer en forma prioritaria cada una de ellas ya que todas juegan un papel importante y están estrechamente ligadas unas con otras. a) Temas a tratar: o Densidad. o Propiedades Reológicas. o Determinación de sólidos y líquidos La densidad de un fluido por lo general se expresa en lbs/gal o g/cm 3, cualquier instrumento de suficiente exactitud para permitir mediciones de 0.1 lbs/gal o 0.833 g/cm3 puede ser utilizado. La balanza de lodos es el instrumento generalmente usado. La función primordial que juega la densidad dentro de los fluidos de perforación, es la de contrarrestar la presión de formación, así como también dar sostén a las paredes del pozo. A medida que la barrena va perforando se suprime parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del pozo. REOLOGÍA La Reología es el estudio del flujo de los fluidos y su comportamiento cuando se encuentran en movimiento. En general los fluidos se clasifican de acuerdo con la respuesta que muestran cuando son agitados, a diferentes velocidades de agitación. Los fluidos de perforación se comportan como fluidos newtonianos. Físicamente el comportamiento de los lodos de perforación, obedece en general al comportamiento estudiado por Bingham. El lodo requiere de una fuerza inicial de agitación para comenzar a moverse. A esta fuerza inicial se conoce como punto de cedencia (yield point) y la pendiente del comportamiento del fluido se conoce como viscosidad plástica. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 109

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 110 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

La medición de las propiedades reológicas de un fluido son de importancia para efecto del cálculo de pérdidas de presión por fricción, para determinar la capacidad de acarreo de los recortes que se generan en el fondo del pozo durante la perforación, para analizar la contaminación del fluido y para poder determinar los cambios de presión en el fondo del pozo al sacar o meter la sarta de perforación. Las propiedades fundamentales a controlar son: viscosidad y gelatinosidad. La medición de viscosidad se puede realizar con el embudo Marsh o bien con el Viscosímetro Fann. Las medidas de viscosidad tradicional en la instalación se hacen con el embudo Marsh que mide el tiempo el escurrimiento de ¼ de galón de lodo. La llamada viscosidad Marsh es la cantidad de segundos necesarios para que un cuarto de galón (0.946 It) pase a través del tubo de 3/16 pg, de diámetro que se tiene en el extremo inferior del embudo. El valor del tiempo de escurrimiento es un indicador cualitativo del lodo. Para obtener su calibración, se llena el embudo con 1500 cm3 de agua dulce y permitir su salida para llenar el pocillo que tiene su marca de referencia correspondiente a ¼ de galón; anotando el tiempo que se llevó llenar el cuarto de galón, el tiempo empleado de calibración deberá ser de 26 segundos. Para obtener resultados confiables al utilizar el embudo deberá estar limpio y libre de irregularidades internamente. a) Deberá tomarse la muestra en la salida de la línea de flote, pasar la muestra al embudo a través de la malla hasta un nivel que alcance al ras de esta en el embudo, manteniendo tapado el orificio de salida con un dedo. b) Inmediatamente quitar el dedo del orificio de salida y permitir el escurrimiento del lodo al pocillo, controlando el tiempo de escurrimiento del cuarto de galón, es decir, hasta que el lodo alcance la marca en el pocillo. La cantidad de segundos que tarda en escurrir ese cuarto de galón representa la Viscosidad de Marsh. c) También registre la temperatura de la muestra en grados centígrados. Viscosímetro Fann El viscosímetro de indicación directa Fann VG-35 es usado para medir más propiedades reológicas significantes de un lodo de perforación. Estas mediciones son normalmente hechas a velocidades de corte (shear rates) de 600 y 300 RPM.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 110

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 111 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

La lectura de esfuerzo de corte a 600 RPM menos la lectura de esfuerzo de corte a 300 RPM es definida como la viscosidad plástica- plastic viscosity (cuyo valor esta en centipoises). Medida de la resistencia al flujo o movimiento y está en función a la cantidad, tipo y tamaño de los sólidos presentes en el fluido. En general, al aumentar el porcentaje de sólidos en el sistema, aumentara la viscosidad plástica. El control de la viscosidad plástica en lodos de bajo y alto peso es indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para lograr altas tasas de penetración. Este control se obtiene por dilución o por mecanismos de control de sólidos. Para lograr tal propósito, es fundamental que los equipos de control de solidos funcionen en buenas condiciones. La lectura de esfuerzo de corte a 300 RPM menos la viscosidad plástica es definida como el punto de cedencia- yield point (medidos en lb/ 100 pie2). Se define como la resistencia a fluir causada por las fuerzas de atracción electroquímicas entre las partículas sólidas. Estas fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas localizadas cerca de la superficie de las partículas. El punto cedente, bajo condiciones de flujo depende de: a. Las propiedades de la superficie de los sólidos del lodo. b. La concentración de los sólidos en el volumen de lodo. c. La concentración y tipos de iones en la fase liquida del lodo. Generalmente, el punto cedente alto es causado por los contaminantes solubles con el calcio, carbonatos, etc., y por los sólidos arcillosos de formación. Altos valores del punto cedente causan la floculación del lodo, que debe controlarse con dispersantes.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 111

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 112 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

VISCOSÍMETRO FANN VG-35

Gelatinosidad Es una medida de las fuerzas atractivas de las partículas suspendidas en el líquido en una condición estática. El esfuerzo de gel es reportado en lb/100 pie2., la medida relativa de las propiedades del esfuerzo del gel se hace en viscosímetro de indicación directa y son comúnmente reportadas como gales de 10 segundos y 10 minutos. Las cualidades de tixotropía (gelatinosidad) del fluido, representan una resistencia al flujo, ya que a mayor densidad, mayor capacidad de sustentación tendrá el lodo. Deberá tomarse en cuenta sobre todo, si el fluido queda bajo condiciones estáticas. Se tendrán mayores pérdidas por fricción en el sistema de circulación. Entre las propiedades del lodo, una de las más importantes es la gelatinización, que representa una medida de las propiedades tixotrópicas de un fluido y detona la fuerza de floculación bajo condiciones estáticas. La fuerza de gelatinización, como su nombre lo indica, es una medida del esfuerzo de ruptura o resistencia de la consistencia del gel formado, después de un periodo de reposo. La tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel. Si esta se forma lentamente después que el lodo esta en reposo, se dice que la tasa de gelatinización es baja. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 112

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 113 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Un lodo que presenta esta propiedad se denomina tixotrópico. El conocimiento de esta propiedad es importante para saber si se presentaran dificultades en la circulación. La resistencia a la gelatinización debe ser suficientemente baja para: a. Permitir que la arena y el recorte sean depositados en presa de Asentamiento. b. Permitir un buen funcionamiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulación. c. Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería y de pistón cuando se introduce la misma en el agujero. d. Permitir la separación del gas incorporado al lodo Sin embargo este valor debe ser suficiente para permitir la suspensión de la barita y los sólidos incorporados cuando: 1. Se está agregando barita. 2. El lodo esta estático. Determinación de sólidos y líquidos En un fluido de perforación existen solidos deseables como la arcilla y la barita, y solidos indeseables como recortes y arena, los cuales hay que eliminar del sistema. Para controlar en un mínimo los sólidos perforados se utilizan varios métodos, ya que es de suma importancia mantener el porcentaje de sólidos en los fluidos de perforación en los rangos correspondientes a la densidad del lodo. Los sólidos es uno de los mayores problemas que presentan los fluidos de perforación cuando no son controlados. La acumulación de solidos de perforación en el sistema causa mayor parte de los gastos de mantenimiento del lodo. Un programa adecuado de control de solidos ayuda enormemente a mantener un fluido de perforación en óptimas condiciones, de manera que sea posible obtener velocidades de penetración adecuadas con un mínimo de deterioro para las bombas y demás equipos encargados de circular el lodo. Aunque es posible remover todos los sólidos perforados, con el equipo y las practicas adecuadas, es posible controlar el tipo y la cantidad de los mismos en un nivel que permita una perforación eficiente. Los sólidos de perforación se pueden controlar utilizando los siguientes métodos: a. Dilución Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 113

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 114 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

b. Precipitación c. Remoción mecánica

5.- TÉCNICAS PARA DETERMINAR LA DENSIDAD DEL FLUIDO Para determinar la densidad del fluido de perforación se usa la balanza tradicional para lodos. Esta balanza está compuesta de su propia base y una barra graduada por ambos lados como se ilustra en la figura; en un extremo tiene el recipiente para el lodo con su tapa; cerca de este depósito está el punto de apoyo de la balanza con el soporte y en el otro extremo está el depósito de balines para calibración de la balanza y un pilón que se desliza para hacer nivelar el peso del lodo. Antes de usar una balanza para lodos es necesario conocer su calibración y se hace con agua dulce destilada dando una lectura de 1 gr/cm3= 8.33 lb/galón. Si no existe nivelación con este valor deberá ajustarse su tornillo o bien, con sus balines si es de este tipo. Las lecturas de las graduaciones en ambas caras de la balanza serán en gr/cm 3, lb/gal, lb/pie3 y lb/pg2/1000 pie. El procedimiento para determinar la densidad de un fluido es como sigue: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Colocar la base sobre una superficie firme nivelada Llene la copa con el fluido que se va a pesar Coloque la tapa girándola permitiendo salir fluido por el orificio central de la tapa. Presionando con el dedo a la tapa del recipiente para lodo, lavar y con una franela secar el exceso de agua. Colocar la balanza sobre su soporte correr al pilón para lograr su nivelación. Leer sobre la escala de densidad del lodo Registrar la densidad del lodo. Eliminar el lodo de la copa después de su uso. Lavar la tapa, la copa, la balanza completa y secarla a fin de mantenerla lista para sí siguiente uso.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 114

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 115 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

BALANZA TRADICIONAL PARA TOMAR LA DENSIDAD DEL LODO

6.- CONDICIONES DE SEGURIDAD PARA EL PERSONAL EN EL MANEJO DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Son muchas las variables en la composición química de un fluido de perforación que afectan sus propiedades. Por lo que deberán tenerse las precauciones necesarias durante la preparación de mezclas en cualquier sistema de lodos. Las cuadrillas de perforación, deberán estar alerta de los riesgos que implica el manejo y mezclas de los materiales. Ciertas sustancias químicas provocan quemaduras graves, siendo toxicas algunas tanto para el ser humano como para el medio ambiente. También pueden causar problemas visuales y respiratorios. Deberán utilizarse en todo momento al manejar y mezclar productos químicos: ropa de algodón adecuada, lentes o protectores de lentes graduados, guantes vinílicos con calidad certificada, botas, delantales, etc. Se recomienda que al mezclar estos con agua u otros fluidos se haga con la debida precaución, para reducir la posibilidad de una reacción violenta.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 115

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 116 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Siempre se debe tener disponible, cerca del área de mezclado, el equipo para enjuagar los ojos y limpiar la piel. Si alguna sustancia entra en contacto con alguna parte del cuerpo humano se lavara de inmediato con abundante agua y deberán tomarse las medidas preventivas que el caso requiera, incluyendo el viso a su inmediato superior. En todos los procesos de perforación los fluidos cumplen un papel importante para aumentar la eficiencia y el rendimiento del equipo o plataforma marina junto a las cuadrillas de trabajo. Este módulo no pretende impartir conocimientos profundos que califiquen al personal como un Ingeniero Químico de lodos, pero si es deseable que en forma simple y sencilla comprendan las funciones, su clasificación y componentes de los lodos de perforación, los efectos en sus propiedades, la forma para determinar sus características y Reología; así como el tratamiento de los mismos. Las alteraciones en las lecturas de algunos instrumentos en la consola del perforador, reflejan cambios en las condiciones del lodo o problemas que pueden estarse originando en el fondo del agujero. Son estos los instantes en que un trabajador con los conocimientos adquiridos estará presto a resolver cualquier situación de tal forma en cuidar que no se presente algún brote imprevisto.

7.- FUNCIONES DEL LODO DE PERFORACIÓN Las principales funciones del fluido de perforación son: 7.1.- MANTENER CONTROLADA LA PRESIÓN DE FORMACIÓN El agua, el aceite y el gas dentro de un yacimiento, ejercen presión hacia “arriba” como si pugnara por salir a la superficie. A esta presión se le llama presión de formación. Para realizar con seguridad y facilitar las operaciones de perforación o Terminación y Reparación de Pozos en necesario contrarrestar esa presión de formación y levarla a un punto de equilibrio ejerciendo una presión controlada mediante un fluido de control. Al efecto que ejerce el fluido para equilibrar la presión de formación se denomina presión hidrostática (pH) y es la primera barrena para mantener el control de un pozo. 7.2.- EVITAR O MINIMIZAR EL DAÑO A LA FORMACIÓN Es necesario que el lodo tenga valores óptimos en todas sus propiedades para obtener máxima protección de la formación. Es necesario mantener la PH igual o ligeramente superior al valor de la presión de formación. Además de mantener en sitio y estabilizada la Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 116

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 117 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

pared del agujero para prevenir la entrada de fluidos del pozo a la formación para minimizar el daño a la formación. ¿Qué pasaría si la presión hidrostática que ejerce el fluido hacia abajo fuera mucho mayor que la presión de formación que ejerce el gas, el aceite o el agua hacia arriba? Entrarían los fluidos dañando la formación, taponando la porosidad, obstruyendo el flujo, etc.; y dificultando así posteriormente la explotación eficiente del pozo. 7.3.- ACARREO DE RECORTES A LA SUPERFICIE Para mantener limpio el agujero es necesario circular un fluido al interior del pozo, los recortes y los derrumbes son más pesados que el lodo. Por lo tanto, al mismo tiempo que el lodo los empuja hacia arriba están sometidos a la fuerza de gravedad que tiende a hacerlos caer hacia el fondo del pozo. La velocidad con que caen dependerá de la densidad y viscosidad del lodo, así como del tamaño, densidad y forma de la partícula. Si el pozo no se limpia en forma apropiada, los sólidos se acumularan en el espacio anular causando aumento en la torsión, el arrastre, y en la presión hidrostática. 7.4.- SUSPENSIÓN DE RECORTES AL DETENERSE LA CIRCULACIÓN Cuando el lodo no está circulando, los recortes y derrumbes caerán hacia el fondo del pozo a menos que el lodo tenga la capacidad de formar una estructura de tipo gel. Este problema lo resolvieron agregando bentonita o polímero al fluido. Esta cualidad que tienen algunas sustancias le llaman TIXOTROPIA la cual se define así: TIXOTROPIA: Es la tendencia que tienen algunos fluidos de formar estructuras gelatinosas o semisólidas cuando están en reposo y que al ser sometidas a un esfuerzo vuelven a un estado original. La estructura gelatinosa resiste el hundimiento y precipitación de sólidos y recortes hasta que se reinicia la circulación. Podemos expresar entonces que el fluido cumple su función de suspensión de recortes, gracias al concepto citado. 7.5.-EFECTO DE FLOTACIÓN EN EL PESO DE LA SARTA A medida que la profundidad del pozo aumenta, el peso de la sarta se incrementa, el principio de Arquímedes dice: un cuerpo sumergido parcial o totalmente en un líquido es empujado hacia arriba por una fuerza igual al peso del líquido desalojado, este empuje hacia Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 117

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 118 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

arriba está en función de la densidad del fluido de perforación y se conoce como efecto de flotación está relacionado con el peso de la sarta considerada en el aire y sumergida en el pozo considerando la densidad que se tenga al momento. 7.6.- ENFRIAMIENTO Y LUBRICACIÓN DE LA SARTA DE TRABAJO En la perforación del pozo, los parámetros de perforación, con el peso aplicado a la barrena, las revoluciones de rotaria por minuto, el contacto de la tubería sobre las paredes de agujero, la profundidad del pozo incrementa la temperatura, todo lo anterior genera calor por fricción, más la temperatura que aporta la formación y algunas adicionales como las que se dan por reacciones químicas de algún tratamiento al lodo, al circular el fluido, debe absorber ese calor y conducirlo hacia la superficie, también ejerce un efecto de lubricación en la barrena, en la tubería de perforación en movimiento. 7.7.- FORMACIÓN DE PARED (ENJARRE) A medida que la barrena va perforando se suprime parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del pozo. Algunos fluidos por su viscosidad y sólidos en suspensión al momento de someterlos a una presión, forman en las paredes de la formación una película protectora llamada enjarre que sirve de pared entre el fluido de control y la misma formación. Si la formación es muy firme se necesita poco sostén por parte del lodo, si la formación es poco firme y consolidada (lutitas es un ejemplo), la densidad de lodo puede ofrecer un apoyo suficiente. Si la formación es débil y no- consolidada (como el caso de la arena) el lodo debe ser lo suficiente denso y debe, tener la capacidad de formar una capa delgada pero resistente sobre las paredes del pozo. 7.8.- PERMITIR UN MEDIO ADECUADO PARA REALIZAR OPERACIONES CON EQUIPOS DE SERVICIOS A POZOS Los fluidos de perforación generan la toma de información a través de registros eléctricos al efectuarse con fluidos que no erosionan física o químicamente las paredes del agujero y que propicien la conducción eléctrica, además de que presenten propiedades similares a las de los fluidos de formación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 118

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 119 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 10.- SISTEMAS SUPERFICIAL Y SUBSUPERFICIAL DE CONTROL DE POZOS 1.- UNIDAD PARA OPERAR PREVENTORES El sistema de control que acciona un arreglo de preventores permite aplicar la potencia hidráulica suficiente y confiable para operar todos los preventores y válvulas hidráulicas instaladas. Las prácticas recomendadas API RP-16E del Instituto Americano del Petróleo y el Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS), establecen los requerimientos que se deberán tener en cuenta para la selección de una adecuada unidad de cierre en función al tamaño, tipo y número de elementos hidráulicos que serán operados para lograr un cierre. Los elementos básicos de un sistema de control son:     

Deposito almacenador de fluido. Acumuladores. Fuentes de Energía- Unidades de cierre. Consolas de control remoto. Válvula de control para operar preventores.

1.1 DEPOSITO ALMACENADOR DE FLUIDO Cada unidad de cierre tiene un depósito de fluido hidráulico el cual debe tener cuando menos el doble de la capacidad del banco de acumuladores. Por su diseño de fabricación rectangular cuentan con dos tapones de 4pg en cada extremo, que al quitarlos permite observar el interior cuando se inspeccionan las descargas de las válvulas de cuatro pasos (ram-lock) Por la parte inferior del depósito salen en forma independiente las líneas de succión para las bombas hidroneumáticas y la bomba hidroeléctrica. Al tanque de almacenamiento descargan las líneas de las válvulas de seguridad en caso de presentarse un incremento de presión dentro del sistema. Debe utilizarse un fluido hidráulico (aceite lubricante MH-220, TURBINAS -9) que no dañe los sello de hule que tenga el sistema de cierre.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 119

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 120 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Para ambiente con temperaturas menores a 0° C (32° F) deberá agregarse un volumen suficiente de glicol al fluido de operación que contenga agua. 1.2 REQUERIMIENTOS DE LOS ACUMULADORES Los acumuladores son recipientes que almacenan fluidos hidráulicos bajo presión. Para que este actúe hidráulicamente en el cierre de preventores. Hay dos tipos de acumuladores: El tipo separador- Usa un diagrama flexible (vejiga) el cual es de hule sintético resistente y separa completamente la precarga de nitrógeno del fluido hidráulico. El tipo flotador - Utiliza un pistón flotante para separar el nitrógeno del fluido hidráulico. Capacidad volumétrica – Como un requerimiento mínimo, todas las unidades de cierre deberán estar equipadas de un banco de acumuladores con suficiente capacidad volumétrica para suministrar un volumen usable de fluido se define como el volumen liquido recuperable de los acumuladores a la presión de operación que contengan y 14 kg/cm (200lb/pg2) por arriba de la presión de precarga se los mismos. La presión de operación del banco de acumuladores es la presión de trabajo a la cual son cargados con fluido hidráulico. Tiempo de respuesta. El banco de acumulaciones deberá accionar el sistema hará que cada preventor de arietes menores a los 18 ¾ pg cierre en un tiempo no mayor a 38 segundos. El tiempo de cierre para preventores anulares mayores a 18 ¾ pg deberá cerrarse en 45 segundos. 1.3 REQUERIMIENTOS DE VOLUMEN DE LOS ACUMULADORES Las prácticas recomendadas API RP 53 del Instituto del Petróleo recomiendan que los sistemas acumuladores tengan una cantidad minina de fluido igual a tres veces el volumen necesario para cerrar todos los preventores instalados. El Servicio para el Manejo de Minerales (MMS) establece que debe tenerse una cantidad mínima de fluido equivalente a 1.5 veces de cantidad necesaria para cerrar todo el arreglo de preventores instalados dejando un margen de 14 kg/cm2 (220lb/pg2) por arriba de la presión de precarga de los acumuladores. El sistema de acumuladores debe tener capacidad suficiente en proporcionar el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Existen varios métodos para calcular el volumen necesario. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema de acumuladores de tal forma que pueda Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 120

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 121 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

accionarse el arreglo de preventores y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno. El número de acumuladores que debe tener el sistema es el que permita almacenar fluido con la energía suficiente para cerrar todos los preventores instalados y abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación con un 50% de exceso como factor de seguridad y terminar con una presión final mínima de 1,200 lb/pg2 arriba de la precarga, teniendo el conjunto del bombeo hidroneumático e hidroeléctrico parados. Ejemplo: cuando se usan tres preventores de arietes de 11 pg. – 10,000 lb/pg2, un preventor anular Hydril “GK” y la válvula hidráulica, se requiere el volumen de fluido siguiente:

Preventor Anular Hydril “GK” Preventor Cameron “U” (TP) Preventor Cameron “U” (ciegos) Válvula Hidráulica Preventor Cameron “U” (TP)

11 pg. 11 pg. 11 pg. 3 pg. 11 pg.

10,000 lb/pg2 10,000 lb/pg2 10,000 lb/pg2 10,000 lb/pg2 10,000 lb/pg2

25.10 Gal 3.3 Gal 7.6 Gal 0.59 (cerrar) 3.3 Gal 39.89 Gal

Sumas de volúmenes de fluidos para cerrar todos los preventores y abrir la válvula hidráulica más un 50% de exceso como factor de seguridad. 39.89 Gal + 19.94 Gal VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO REQUERIDO 59.83 Gal

Considerando acumuladores de diez galones de volumen total, el número necesario será:

Núm. Acum. = Núm. Acum. =

Volumen para cerrar preventores + 50% exceso 5 galones útiles por acumulador 39.89 gal + 19.94 5 gal Num. Acum. = 11.96 = 12 acumuladores acum

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 121

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 122 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Por lo que se concluye: se requiere doce acumuladores con capacidad total de diez galones cada uno. Es de suma importancia realizar los cálculos de volúmenes, ya que hay pozos que debido a su geometría, usan arreglos de preventores de diferentes marcas y tamaños y por consiguiente varían los volúmenes y de ahí la importancia de los cálculos para determinar el número de acumuladores que se deben de tener en el banco de acumuladores en la unidad para operar los preventores. 1.4.- REQUERIMIENTOS DE PRESION Y RECARGA DE LOS ACUMULADORES Los acumuladores no deben operar a más de su presión de trabajo, 3000 lb/pg2, su presión de precarga debe ser de 1,000 lb/pg2 y usar únicamente nitrógeno (N2). Estos se encuentran provistos de una válvula de seguridad que abre a las 3,500 lb/pg2, cuando se requiera operar entre 3,000 y 5,000 lb/pg2, que es la máxima presión de operación del sistema, deberán protegerse cerrando las válvulas aisladoras de los acumuladores.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 122

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 123 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA VOLUMEN DE FLUIDO PARA OPERAR PREVENTORES ANULARES CAMERON, SHAFFER Y HYDRIL TAMAÑO pg

PRESIÓN DE TRABAJO lb/pg2

FLUIDO REQUERIDO gal

CAMERON

SHAFFER

HYDRIL

CERRAR 1.69 4.57 2.85 ABRIR 1.39 3.21 2.24 CERRAR 1.69 4.57 3.86 7 1/6 5,000 ABRIR 1.39 3.21 3.30 CERRAR 2.04 17.11 9.42 7 1/6 10,000 ABRIR 2.55 13.95 7.08 CERRAR 6.94 11.20 7 1/6 15,000 ABRIR 6.12 7.25 CERRAR 8.38 11.00 7 1/6 20,000 ABRIR 7.56 7.20 CERRAR 5.65 11.00 2.43 11 3,000 ABRIR 4.69 6.78 5.54 CERRAR 5.65 18.67 9.81 11 5,000 ABRIR 4.69 14.59 7.98 CERRAR 10.15 30.58 25.10 11 10,000 ABRIR 9.06 24.67 18.97 CERRAR 23.50 11 15,000 ABRIR 21.30 CERRAR 12.12 23.50 11.36 13 5/8 3,000 ABRIR 10.34 14.67 8.94 CERRAR 12.12 23.58 17.98 13 5/8 5,000 ABRIR 10.34 17.41 14.16 CERRAR 18.10 40.16 37.18 13 5/8 10,000 ABRIR 16.15 32.64 26.50 CERRAR 26.00 34.00 13 5/8 15,000 ABRIR 22.50 34.00 CERRAR 22.32 21.02 16 ¾ 3,000 ABRIR 19.00 15.80 CERRAR 22.32 37.26 28.70 16 ¾ 5,000 ABRIR 19.00 25.61 19.93 CERRAR 40.75 16 ¾ 10,000 ABRIR 35.42 CERRAR 35.60 48.16 64.00 18 ¾ 5,000 ABRIR 29.00 37.61 44.00 CERRAR 50.00 118.50 18 ¾ 10,000 ABRIR 45.10 99.50 CERRAR 39.70 20 ¾ 3,000 ABRIR 24.10 CERRAR 39.70 22.59 31.05 21 ¼ 2,000 ABRIR 24.10 16.92 18.93 Nota: la válvula hidráulica utiliza un volumen de fluido de ± 0.5 gal, para accionar, cerrar o abrir 7 1/6

3,000

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 123

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 124 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA VOLUMEN DE FLUIDOS REQUERIDOS PARA OPERAR PREVENTORES DE ARIETES CAMERON TIPO “U” TAMAÑO NOMINAL pg 7 1/6 * 7 1/6 7 1/6 7 1/6 11 11 11 11 13 5/8 13 5/8 13 5/8 13 5/8 16 ¾ 16 ¾ 16 ¾ 18 ¾ 20 ¾ 21 ¼ 21 ¼ 21 ¼ 26 ¾ 11* 11* 11* 11* 13 5/8* 13 5/8* 13 5/8* 13 5/8* 16 ¾* 16 ¾* 16 ¾* 20 ¾* 18 ¾* 18 ¾*

PRESIÓN DE TRABAJO lb/pg2 3,000 5,000 10,000 15,000 3,000 5,000 10,000 15,000 3,000 5,000 10,000 15,000 3,000 5,000 10,000 10,000 3,000 2,000 5,000 10,000 3,000 3,000 5,000 10,000 15,000 3,000 5,000 10,000 15,000 3,000 5,000 10,000 3,000 10,000 15,000

GALONES PARA CERRAR

GALONES PARA ABRIR

1.2 1.2 1.2 1.2 3.3 3.3 3.3 5.5 5.5 5.5 5.5 11.6 10.2 10.2 12 24 8.1 8.1 30.9 26.5 10.5 7.6 7.6 7.6 9 10.9 10.9 10.9 16.2 19.0 19.0 19.1 14.9 24.7 34.7

1.2 1.2 1.2 1.2 3.2 3.2 3.2 5.4 5.2 5.2 5.2 11.4 9.4 9.4 11.2 23 7.2 7.2 28.1 24.1 9.8 7.4 7.4 7.4 8.9 10.5 10.5 10.5 16 18.1 18.1 18.2 14.3 22.3 32.3

* Para arietes de corte. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 124

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 125 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

1.5.- FUENTES DE ENERGÍA – REQUERIMIENTOS DE LAS BOMBAS Capacidad de las bombas.- Cada unidad de cierre deberá contar con el suficiente número y tamaño de bombas que cumplan satisfactoriamente con las operaciones descritas en este párrafo. Con el banco de acumuladores aislado, las bombas deberán ser capaces de cerrar el preventor anular sobre la tubería en uso, abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación en un tiempo de dos minutos. Presión en las bombas.- Cada unidad de cierre deberá estar equipada con bombas que proporcionen una presión de descarga equivalente a la presión de operación y máxima de trabajo. Del arreglo de preventores. El sistema de la unidad de cierre está formado por una combinación de bombas de aire y eléctricas. Básicamente cada bomba opera a bajo volumen de fluido y alta presión, accionándose por medio de una fuente neumática y la otra por medio de energía eléctrica. Normalmente cada sistema lo constituyen dos bombas hidroneumáticas y una bomba triplex eléctrica. Potencia de las bombas La combinación de las bombas deberán tener capacidad para cargar el banco de acumuladores en un tiempo máximo de 15 minutos o menos, a la presión máxima de operación de los acumuladores a partir de su presión de precarga. Todo el tiempo estará disponible una fuente de potencia para que las bombas accionen automáticamente y están gobernadas de tal manera que cuando la presión en los acumuladores baja al 90% de la presión de operación, se active un interruptor electromagnético y arranque automáticamente para restablecer la presión. El sistema de la unidad de cierre debe contar con dos fuentes de energía dependientes del equipo de perforación y de una fuente independiente que deberá considerarse como último recurso para cerrar los preventores. Cada fuente deberá ser autosuficiente para operar las bombas a una velocidad tal que permita cumplir satisfactoriamente con los requerimientos establecidos. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 125

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 126 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Sistema de potencia El sistema dual de potencia recomendado es un sistema de aire más un sistema eléctrico. Las recomendaciones mínimas para un sistema dual aire y otra fuente de potencia dual son:  

 

Un sistema dual neumático – eléctrico, puede consistir del sistema de aire del equipo más el generador eléctrico del equipo. Un sistema dual neumático puede consistir del sistema de aire del equipo más un tanque de almacenamiento de aire que este separado por medio de válvulas de contraflujo (check) de los compresores de aire y del tanque de almacenamiento general de aire del equipo. Los valores mínimos aceptables para este tanque aislado serán el volumen y la presión, cuyos valores permitirán utilizar solamente este aire para que operen las bombas a una velocidad para que cumplan con las funciones requeridas. Un sistema dual eléctrico puede consistir del sistema normal de energía eléctrica del equipo más un generador independiente. Un sistema dual aire-nitrógeno puede consistir del sistema de aire del equipo más un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presión (energía adicional).

Además como un respaldo en apoyo al cierre de preventores, cada instalación terrestre o costa fuera, deberá contar con un Sistema de Energía Adicional con Nitrógeno; incorporado al Sistema de Control de Cierre.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 126

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 127 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 127

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 128 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

DESCRIPCIÓN DE PARTES SISTEMA KOOMEY CON ENERGÍA ADICIONAL N2 Y SU FUNCIÓN. 1.- Acumuladores: Su presión de trabajo es de 3,000 lb/pg2 y la presión de precarga con nitrógeno de 1,000 a 1,100 lb/pg2. Se tiene que verificar la presión de precarga en cada botella cada 30 días, las botellas deben contener solamente nitrógeno, ya que el aire y otros gases pueden causar fuego o explosión. 2.- Válvulas aisladoras de los acumuladores: Normalmente deben estar abiertas y cerradas cuando desee aplicar una presión mayor de 3,000 lb/pg2 o cuando realice pruebas de efectividad de tiempo de respuesta del sistema. 3.- Válvula de seguridad de los acumuladores: Esta calibrada para abrir a 3,500 lb/pg2 4.- Filtro en línea suministro de aire: Debe limpiarlo cada 30 días.

5.- Lubricador de aire: Debe usar lubricante SAE – 10 o equivalente y ajustarlo para que provea seis gotas de aceite por minuto además de revisarlo semanalmente.

6.- Manómetro en línea de aire: Rango de presión de 0 – 120 lb/pg2 7.- Interruptor de presión hidroneumático: Normalmente esta reglado para cortar a 2,950 lb/pg2 en unidades que cuentan con bombas de aire. Cuando la presión en el sistema desciende a 2,700 lb/pg2 automáticamente permite que el aire fluya y arranquen las bombas. Para incrementar la presión de corte, gire la tuerca que ajusta el resorte de izquierda a derecha y de derecha a izquierda para disminuirla.

8.- Válvula para aislar el interruptor hidroneumático: Normalmente esta válvula debe encontrarse cerrada, para que las bombas trabajen en automático parando a 3,000 PSI y arrancando a 2,700 PSI. Cuando se requieren presiones mayores de 3,000 lb/pg2, primero, neutralice el interruptor manual de la bomba hidroeléctrica, cierre la válvula #19 y abra la válvula #8 para aislar el interruptor hidroneumático. Lo que permitirá manejar presiones hasta de 5,500 lb/pg2. 9.- Válvulas de suministro de aire a bombas hidráulicas: Normalmente deben estar abiertas 10.- Válvulas de cierre en línea de succión: Siempre permanecerán abiertas.

11.- Filtros en línea de succión: La limpieza se realizará cada 30 días. 12.- Bombas hidraulicas impulsadas por aire: Este tipo de bombas operan con 125 lb/pg2 de presión de aire. Cada lb/pg2 de presión de aire produce 60 lb/pg2 de presión hidráulica.

13.- Válvulas de retención (check): Su función es permitir reparar o cambiar las bombas hidroneumáticas sin perder presión en el banco acumulador.

14.- Motor eléctrico y arrancador de bomba triple: El motor eléctrico opera con tensión eléctrica de 220 a 440 voltios, 60 ciclos, tres fases; la corriente requerida depende de la potencia del motor. El arrancador acciona y para automáticamente el motor eléctrico que controla la bomba triplex; trabaja conjuntamente con el interruptor manual de sobre control para accionar o parar. El interruptor de control (14) debe estar en la posición “auto”.

15.- Bomba triplex hidroeléctrica: Cada 30 días se debe revisar el nivel (SAE-30W) Además se tiene que revisar el nivel de aceite en la coraza de la cadena (30 0 40W), el cual debe llegar hasta el tapón de llenado.

16.- Válvula de cierre en línea de succión: Normalmente debe estar abierta. 17.- Filtro en línea de succión: Efectué su limpieza cada 30 días. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 128

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 129 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

18.- Válvula de retención (check): Su función es permitir repara el extremo hidráulico de la bomba sin perder presión en el sistema.

19.- Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica: Debe estar abierta normalmente y solo tiene que cerrarla cuando vaya a generar presiones mayores de 3,000 lb/pg2 con las bombas hidroneumáticas. 20.- Interruptor de presión hidroeléctrica: El motor de la bomba hidroeléctrica arranca automáticamente cuando la presión en el banco acumulador desciende a 2700 lb/pg 2 y para cuando la presión llega a 3,000 lb/pg2. Al ajustar la presión de paro del motor eléctrico, quite el protector del tornillo regulador y gírelo en sentido contrario a las manecillas del reloj para disminuir la presión o en el sentido de las mismas manecillas para incrementar la presión. Para ajustar la presión de arranque del motor eléctrico quite la tapa a prueba de explosión, purgue la presión del sistema a la presión de arranque deseada y mueva la rueda de ajuste hacia arriba, hasta que el motor arranque.

21.- Manómetro en el sistema acumulador: Rango de presión de 0 – 6,000 lb/pg2 22.- Filtro para fluido en el sistema acumulador: Revisarlo cada 30 días 23.- Válvula reguladora y reductora de presión: Reduce la presión del sistema d 1,500 lb/pg2 hasta cero si se requiere, para operar los preventores de arietes y las válvulas con operador hidráulico. Para ajustar esta válvula, primero afloje la tuerca candado de la manija y gírela hacia la derecha para incrementar la presión y hacia la izquierda para reducirla, observando siempre el manómetro (24) al fijar la presión en el regulador del múltiple de distribución; finalmente, apriete la tuerca candado de la manija.

24.- Manómetro en el múltiple de distribución de fluido: Rango de presión de 0 – 10,000 lb/pg2 25.- Ram lock para aislar la valvula reductora de presión: Debe estar en posición abierta, y cuando se necesiten aplicar presiones mayores de 1500 Ib/pg2 a los preventores de arietes, gírela a la posición de cerrada, así se aísla la válvula (23). 26.- Válvula reguladora y reductora impulsada por aire: Regula la presión para el preventor anular. La presión puede variar dependiendo del diámetro del tubo contra el que cierra el preventor anular.

27.- Manómetro del preventor anular: Rango de presión de 0 – 3,000 lb/pg2 28.- Válvulas de cuatro vías (Ram lock): Permiten cerrar o abrir los preventores y las válvulas hidráulicas instaladas.

29.- Válvulas de purga: Normalmente debe estar cerrada. Esta válvula debe mantenerse abierta cuando se precargan las botellas del acumulador. 30.- Caja de empalme de aire: Se usa para conectar las líneas de aire en el Sistema a las líneas de aire que vienen del tablero de control remoto.

31.- Transmisor de presión del preventor anular: Hay que ajustar la presión del transmisor, para que la presión del manómetro del preventor anular en el tablero remoto sea igual a la del manómetro (27) del Sistema. 32.- Transmisor de presión del múltiple de distribución de fluido: Hay que ajustar la presión del transmisor, para que el manómetro de los preventores de arietes en el tablero remoto registre la misma presión que el manómetro (24) del sistema. 33.- Transmisor de presión del sistema acumulador: Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro que indica la presión del acumulador en el tablero remoto registre la misma presión que el manómetro (21) del sistema. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 129

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 130 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

34.- Válvula neumática reguladora de presión preventor anular: Regula la presión de operación del preventor anular. El giro a la izquierda disminuye presión y a la derecha la incrementa. Vigile siempre el manómetro (27) cuando ajuste la presión. 35.- Selector regulador de presión del preventor anular: Se usa para seleccionar el tablero (unidad o control remoto) desde donde se desea controlar la válvula reguladora (26). 36.- Valvula de seguridad del multiple de distribución de fluido: Debe ser regulada para que abra a 5500 Ib/pg². 37.- Tapones del tanque de almacenamiento: Son dos de 4 pulg se utilizan para cargar y descargar el fluido de operación y observar fugas en las válvulas de cuatro pasos RAM-LOCK. 38.- Cilindros de nitrogno: Fuente de energía independiente que se utiliza como último recurso para cerrar el pozo cuando se presenta una emergencia. 39.- Manometro del banco de energía adicional: Manómetro debe tener como mínimo 80 Kg/cm2 de N2. 40.- Valvula maestra del banco de energía adicional: Esta sirve para accionar el cierre del conjunto de preventores.

1.6 REQUERIMIENTO DE CONSOLAS DE CONTROL REMOTO En todo equipo terrestre o plataforma de perforación costafuera, deberán estar equipados con el número suficiente de tableros de control remoto, ubicados estratégicamente donde el Perforador o el Técnico puedan llegar con rapidez. Normalmente se tiene una consola en el piso de perforación y otra en lugar accesible. En las plataformas marinas, deberá tenerse un tablero de control remoto en la Oficina del Superintendente y otra consola adicional ubicada en el muelle que este situado a favor de los vientos dominantes. Al término de cada instalación del arreglo de preventores, según la etapa de perforación por continuar, deberán efectuarse todas las pruebas de apertura y cierre desde la misma unidad y posteriormente desde cada estación de control remoto que se encuentre en operación, para verificar el funcionamiento integral del sistema.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 130

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 131 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

CONSOLA DE CONTROL KOOMEY

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 131

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 132 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

1.7.- REQUERIMIENTOS PARA VÁLVULAS CONEXIONES, LÍNEAS Y MÚLTIPLE. 

 



 







Todas las válvulas, conexiones, líneas y demás accesorios entre la unidad de cierre y el arreglo de preventores, deberán estar construidos de acero para una presión máxima de trabajo hasta de 352 kg/cm2 (5,000 lb/pg2). Cada múltiple de la unidad de cierre deberá contar con válvulas de paso en las cuales puedan conectarse fácilmente y por separado las líneas del fluido hidráulico. Cada unidad de cierre deberá equiparse con las suficientes válvulas de contraflujo (check) o de cierre que permitan aislar las bombas y los acumuladores del múltiple de la unidad de cierre y el regulador de presión del preventor anular del múltiple de la unidad de cierre. La unidad de cierre deberá contar con los manómetros necesarios y precisos que indiquen la operación, tanto flujo abajo como arriba de la válvula reguladora de presión del preventor anular. En cada unidad de cierre deberá tener una válvula reguladora de presión que permita controlar manualmente la presión para operar el preventor anular. La unidad de cierre que este equipada con una válvula reguladora que controle la presión de operación de los preventores de arietes deberá contar con una válvula y línea de paso que permita aplicar toda la presión del banco de acumuladores en el múltiple de la unidad. Las válvulas de control (ram-lock) para operar sistemas deberán tener indicadores precisos de la posición, tipo y medida de los arietes instalados en el arreglo de preventores. Los letreros estarán en español e indicar la posición de apertura o cierre. Posición de las válvulas de control. .Durante las operaciones normales de perforación del pozo cada una de las válvulas que operen los preventores deberán estar siempre en la posición de abierto y en la posición de cerrado, únicamente la que opera la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. Válvula de control del preventor ciego (ram – lock) Deberá estar equipada con una cubierta (protector) sin candado, sobre la palanca manual para evitar que se opere accidentalmente.

1.8.- PRUEBAS DE OPERACIÓN Y FUNCIONAMIENTO 1. Revise que la presión del banco de acumuladores indique 211 kg/cm 2 (3,000 lb/pg2) la presión en el múltiple de distribución 105 kg/cm 2 (1,500 lb/pg2) y la del preventor anular conforme a la presión óptima de trabajo recomendada por él fabricante de este último preventor. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 132

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 133 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

2. Verifique que el fluido del sistema esté libre de fluido de perforación o de cualquier otro fluido extraño, sedimentos. Piedras o basura. 3. Revise mensualmente la precarga de cada botella aislando los bancos acumuladores para no tener que retirar del servicio ambos bancos a la vez. 4. Certifique que el personal de electro mecánica proporcione el mantenimiento adecuado al sistema conforme a las recomendaciones del fabricante de las bombas hidroneumáticas. (transmisión, extremo mecánico e hidráulico), limpieza de filtros calibración de manómetros en el sistema y controles remotos, etc. 5. Verifique diariamente el nivel de aceite hidráulico en el tanque de la unidad (al 50% de su capacidad de almacenamiento es suficiente siempre y cuando los acumuladores estén a su presión de trabajo). 6. Deben taponarse las líneas de descargas de las válvulas ram- lok que estén fuera de la operación con el objeto de evitar que se descargue el sistema por descuido. 1.9.- PRUEBA DE EFECTIVIDAD DE TIEMPO DE RESPUESTA AL SISTEMA 

 



El sistema debe de ser capaz de cerrar cada preventor de arietes y los preventores anulares menores de 18% pg en 30 segundos como máximo y hasta 45 segundos para mayores de 18 ¾ pg. De igual forma las bombas hidroneumáticas por si mismas deben ser capaces de llevar a cabo lo indicado en el inciso anterior. Con el banco de acumuladores aislado, las bombas deberán ser capaces de cerrar el preventor anular sobre la tubería en uso, abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación en un tiempo de dos minutos. Esta prueba de efectividad de tiempo de respuesta del sistema debe levantarse a cabo antes de efectuar cada prueba a presión del sistema de control de superficie.

1.10.- CIERRE DE UN PREVENTOR CON EL SISTEMA DE RESPALDO CON GAS INERTE (N2). RECOMENDACIONES.- Antes de utilizar el gas Nitrógeno.   

Revisar en el banco de los cilindros del Nitrógeno que todas las válvulas estén cerradas. Al momento de efectuar la operación de cierre de un preventor, primero abra la válvula y una vez cerrado el preventor cierre la válvula del cilindro. Nunca operar las válvulas ram-lok de una posición a otra (abrir o cerrar o viceversa) estando la línea represionada con N2 ya que puede originar un accidente.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 133

Tipo de Documento: Código:



Manual Técnico de Capacitación Página: 134 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Es recomendable purgar lentamente la presión por la válvula # 29 antes de realizar cualquier operación en el sistema de la unidad de cierre.

PROCEDIMIENTO PARA CERRAR UN PREVENTOR UTILIZADO N2 Los equipos terrestres y marinos que cuenten con este sistema de respaldo estarán supeditados a las instrucciones del personal técnico para accionarlo. 1. Quitar tapones laterales de 4 pg del tanque de almacenamiento. 2. Verificar que la válvula de purga (núm. 29) esté cerrada y que ninguna válvula Ram lock este parcialmente activada. 3. Todas la válvulas ram lock del múltiple deben estar en posición neutral, únicamente en posición de cerrada la del preventor seleccionado. 4. Aislar el banco de acumuladores (cerrar) con la válvula núm. 19. 5. Posicionar en alta la válvula (núm. 25). 6. Colocar en posición de cerrar, la valvular am-lock del preventor seleccionado y posicionar en abierto la ram lock que ocasiona la válvula hidráulica de la línea de estrangular. 7. Abrir la válvula del cilindro de N2 seleccionando, observando que tenga una presión de 140 kg/cm2 en el manómetro del banco. 8. Abrir la válvula general de N2 verifique el cierre del preventor. Una vez accionado cierre la válvula del cilindro de gas.

2.- CABEZAL DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO El cabezal de tubería de revestimiento forma parte de la instalación permanente del pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubería de revestimiento. Por diseño puede ser roscable, soldable o bridado, además se utiliza como base para instalar el conjunto de preventores. Las salidas laterales del cabezal, pueden utilizarse para instalar las líneas secundarias (auxiliares) de control y su uso deberá limitarse para casos de emergencia estrictamente.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 134

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 135 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

CABEZAL DEL TR SOLDABLE

La norma API-6ª del Instituto Americano del Petróleo establece especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento.    

las

siguientes

La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión superficial máxima esperada en superficie Resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas API y a la tubería en que se conecte. Resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la tubería de revestimiento en que se conecta. Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TR’s que se van a colocar.

3.- CARRETE DE CONTROL El carrete de control forma parte del conjunto de preventores, se utiliza para conectar las líneas primarias de estrangular y matar. El API-RP-53 del Instituto Americano del Petróleo recomiendo 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 Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 135

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 136 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

preventores, así como el número de bridas que puede ser un punto débil de fuga en el conjunto. Sin embargo, en la mayoría de los 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 operación de introducir tubería a presión. ESPECIFICACIONES Y RECOMENDACIONES DE OPERACIÓN    

 

El diámetro interior debe ser igual al del último cabezal instalado en el pozo. Para rangos de presión de 2,000 y 3,000 lb/pg2 (141 y 211 kg/cm2), las salidas laterales deben tener un diámetro interior mínimo de 2 pg y ser bridadas o de grampa. Tomando en consideración las ventajas descritas, es conveniente tener instalado un preventor de arietes en la parte inferior del carrete de control. Para los rangos de presión de trabajo 5,000; 10,000 y 15,000 lb/pg2 (352; 703 y 1,055 kg/cm2) 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, estas salidas pueden ser utilizadas como líneas auxiliares (secundarias) de matar y estrangular, únicamente en el caso de falla de las primarias, debiendo limitar su uso por tiempo mínimo para evitar erosionar las salidas de las válvulas

CARRETE DE CONTROL

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 136

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 137 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

4.- PREVENTOR DE ARIETES Los preventores de arietes están diseñados, para cerrar sobre el diámetro de la tubería en uso sellando el espacio anular como característica principal. Están diseñados para utilizar diferentes tipos y medidas de arietes que se requieran en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseño son considerados como los más seguros.

PREVENTOR SENCILLO DE ARIETES CAMERON TIPO “U” Otras características son:     

El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble. Puede instalarse en pozos terrestres o en plataformas costafuera. La presión del pozo ayuda a mantener cerrados os arietes. Tienen un sistema de operación secundario para cerrar manualmente los arietes (candados). Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule autoalimentable.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 137

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 138 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

PREVENTOR DOBLE DE ARIETES MARCA CAMERON “U”

ARIETES DE PREVENTORES Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y de un conjunto sellarte diseñado para resistir la compresión y sellar eficazmente. Los tipos de arietes usados en los arreglos de los conjuntos de preventores son los siguientes:

ARIETES PARA TUBERIA Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 138

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 139 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

ARIETES PARA TUBERIA MARCA CAMERON Los arietes para tubería de perforación están diseñados para cerrar alrededor de la tubería de perforación, de producción, de revestimiento y Kelly o flecha del tipo hexagonal están constituidos por un sello superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse independientemente. CARACTERÍSTICAS   

En caso de emergencia permite el movimiento vertical de la tubería, para lo cual deberá regularse la presión de cierre del preventor. Cuando existe presión en el pozo, evitan la expulsión de la tubería al detenerse la junta en la parte inferior del ariete. En casos de emergencia, permiten colgar la sarta cerrando los candados del preventor.

CAMERON IRON WORKS

TUBERIA DE PERFORACIÓN CAPACIDAD DE CARGA SOBRE LOS ARIETES 3 ½ pg 4 ½ p/g 5 pg 5 ½ pg 425,000 lb 550,000 lb 600,000 lb 600,000 lb

Ariete armado

Sello Superior Cuerpo del ariete

Empaque frontal

ARIETES VARIABLES CAMERON Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 139

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 140 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

ARIETES VARIABLE Los arietes de diámetro variable son diseñados para sellar en un rango de tamaños de tubería, así como en la flecha o Kelly del tipo hexagonal. RANGO DE CIERRE DE ARIETES VARIABLES

TAMAÑO pg

PRESIÓN DE TRABAJO lb/PG2

7 1/16

3,000; 5,000; 10,000 y 15,000

11

3,000; 5,000 y 10,000

11

15,000

13 5/8

3,000; 5,000 y 10,000

13 5/8

15,000

16 3/4 16 3/4

5,000 y 10,000 10,000

18 3/4

10,000

RANGO DE CIERRE DE ARIETES ARIABLES 3 ½ - 2 3/8 4 – 27/8 5 – 27/8 5½-3½ 5 – 27/8 7–4½ 5 – 27/8 7–5 5- 3 ½ 7–3½ 5 – 27/8 7 5/8 – 3 ½ 5 – 27/8

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA POSICIÓN QUE GUARDA EL PREVENTOR CIEGO EN UN ARREGLO RSRdA VENTAJAS Cuando ocurre un brote con la tubería dentro del pozo, el preventor inferior hace la función de válvula maestra por estar conectada directamente al último cabezal de la tubería de revestimiento. Se pueden cambiar los arietes ciegos por arietes para la tubería de perforación. La tubería de perforación puede suspenderse del preventor inferior y cerrar totalmente el pozo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 140

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 141 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Cuando el pozo está cerrado con el preventor inferior permite efectuar reparaciones y corregir fugas del conjunto de preventores; además del cambio de unidades completas. Cuando el preventor ciego está cerrado se puede operar a través del carrete de control DESVENTAJAS Cuando el preventor ciego este cerrado, no se tendrá ningún control si ocurre alguna fuga en el preventor inferior en el carrete de control. Lo que se manejó como ventaja de que los arietes ciegos se pueden cambiar por arietes para tubería de perforación, funciona ahora como desventaja, ya que en el caso extremo de querer soltar la tubería no se dispondría de una válvula maestra que cerrara totalmente el pozo. Cuando se esté perforando la etapa de interés, se deberán utilizar arietes de corte. ARIETES DE CORTE Los arietes ciegos son diseñados para cerrar la boca del pozo cuando no se tiene tubería dentro, los arietes ciegos/ corte están diseñados para cortar tubería.

ARIETES CIEGOS

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 141

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 142 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Los arietes ciegos se utilizan solamente para sellar cuando no hay tubería en el paso del preventor.

ARIETES DE CORTE

5.- PREVENTOR ANULAR Este preventor anular (también se conoce como esférico), es instalado en la parte superior de los preventores arietes. El tamaño y su capacidad deberán ser iguales que los preventores de arietes. El preventor anular consta en su parte inferior de un elemento empacador de hule sintético (dona), que al operarlo se deforma concéntricamente hacia su parte inferior efectuando el cierre alrededor de la tubería. Al abrir la “dona” se contrae y queda en posición de abierto al mismo diámetro de paso nominal del preventor. En el preventor anular HYDRIL tipo “GK” la presión hidráulica de cierre se ejerce sobre el pistón de operación y sube conforme asciende el elemento de hule, comprimiéndose hacia adentro hasta efectuar el sello sobre cualquier tubería o herramienta que esté dentro del preventor. Para el preventor anular CAMERON tipo “D” y “DL” la presión de cierre empuje hacia arriba el pistón de operación y el plato impulsor desplaza el aro de hule sólido, forzando a la “dona” a cerrarse, activándose simultáneamente los insertos de acero que esfuerzan al elemento de hule, girando interiormente hasta formar un anillo de soporte continuo tanto en la parte superior como en la parte inferior del elemento empacador. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 142

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 143 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

CARACTERÍSTICAS DE DISEÑO Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 143

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 144 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

El uso del preventor anular posee las características siguientes:  

   

Cierra sobre cualquier herramienta de perforación sin importar su geometría o diámetro exterior de la sarta de uso, incluyendo la flecha. Cierra el agujero a pleno calibre; sin embargo, no se recomienda operarlo en esas condiciones, ya que el elemento sellante sufre un daño considerable, por lo que se limita esta característica a casos críticos. Permite introducir o sacar tubería y herramienta con presión en el pozo. Permite rotar lentamente la tubería en caso de requerirse. Es posible cambiar el elemento sellante con tubería dentro del pozo Cierra sobre el cable, la sonda o las pistolas de la unidad.

RECOMENDACIONES DE OPERACIÓN    

La frecuencia de las pruebas será similar a la del conjunto de preventores. El preventor anular debe probarse al 70% de su rango de presión de cierre recomendada por el fabricante en función del diámetro de la tubería. Para rotar lentamente la tubería con el elemento sellante cerrado, deberá ajustarse la presión de cierre, como se indica en los datos de cierre del fabricante. Para introducir o sacar tubería en un pozo con presión se ajustará la presión de cierre a la mínima necesaria para permitir el movimiento de la tubería hacia arriba o hacia abajo (esto en función de la presión que exista en el pozo). También se puede estar adicionando continuamente aceite a la tubería para lubricarla. Asimismo, se debe tener la precaución de disminuir la velocidad de introducción o extracción al pasar los coples de la tubería, con objeto de prolongar la vida útil del elemento sellante y permitir que se acople a los diferentes diámetros a que es expuesto, evitando así alguna fuga.

Los preventores anulares Hydril poseen características de que la presión contribuye al cierre del mismo. La siguiente tabla muestra las presiones de cierre para diferentes diámetros de tubería sin presión en el pozo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 144

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 145 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

PRESIÓN DE CIERRE EN lb/pg² DEL PREVENTOR ANULAR HYDRIL SIN PRESIÓN EN EL POZO. DIÁMETRO A CERRAR pg 12 6 5/8 5 4½ 3½ 2 7/8 Ciego

HYDRIL TIPO “GK”

MSP 29½”- 0.5M

21¼” - 2M

16¾”- 5M

13 5/8”- 5M

600 650 750 1150

550 600 650 700 750 1150

13 5/8”- 10M

11”- 5M

11”- 10M

7 1/6”- 10M

525 640 815 1150

550 600 650 700 750 1150

420 600 780 1150

350 550 750 1150

950 1350

1500

500 550 600 650 1100

EMPAQUETADURA DE PREVENTORES (ELASTOMEROS) La empaquetadura o partes elásticas de los preventores deberán identificarse por el tipo de caucho, composición, proceso de fabricación empleado, grado de dureza, etc. Las características anteriores determinan el uso más apropiado para cada tipo. Las partes elásticas deben ser marcadas al moldearse para identificar el tipo de caucho, rango de dureza, numero de parte y código empleado. El sistema de código de identificación está compuesto por tres partes: a) Dureza b) Código API c) Número de parte del fabricante Ejemplo: b a

70 - - CO - - 400

c

Esta marca designada una parte o componente que tiene un rango en la escala de dureza de 70-75, fabricado de epiclorohidrina y con número del fabricante de 400. Los diversos fabricantes de los productos elastoméricos recomiendan el uso más apropiado para cada tipo de empaque. La siguiente tabla contiene los códigos de empleados para la selección de los elementos sellantes. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 145

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 146 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

GUÍA PARA LA SELECCIÓN DEL ELEMENTO SELLANTE TIPO DE ELASTÓMERO

RANGO DE DUREZA

CÓDIGO API

EPICLOROHIDRINA

70-75

CO

CAUCHO NATURAL

67-75

NR

NEOPRENO

70-78

CR

NITRILO

70-82

NBR

APLICACIÓN TÍPICA DEL SERVICIO Fluidos de perforación base agua y bajas temperaturas. Fluidos de perforación base agua, contaminación con H²S y temperaturas bajas y medias. Fluidos de perforación base aceite y agua, contaminación con H²S y temperaturas normal y altas. Fluidos de perforación base aceite, contaminación con H²S y temperaturas normales y altas.

INSPECCIÓN Y ALMACENAMIENTO Toda empaquetadura de caucho requiere ser inspeccionada antes de usarse, para ello los fabricantes recomiendan realizar las pruebas siguientes: 





Doble, estire y comprima la pieza, observe si en el área de esfuerzos existen grietas o fisuras, particularmente en las esquinas, de ser así elimínelas y cámbiela por otra en condiciones adecuadas. Si la pieza es de tamaño muy grande, corte una tira de un área no crítica y efectúele la prueba, ejemplo: corte una tira de caucho entre los segmentos de un elemento sellante del preventor anular, para mencionar el ensayo mencionado. Cuando la empaquetadura de caucho se expone a la intemperie ocasiona que la superficie se observe polvorienta y en mal estado aparente, por lo que también deberá efectuarse la prueba anterior.

Las condiciones de almacenamiento determinan la duración de los elementos de caucho. Las siguientes tablas indican las condiciones que deben observarse para tal propósito.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 146

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 147 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

GUIA PARA EL ALMACENAMIENTO DE EMPAQUETADURAS DE CAUCHO EN GENERAL CALIDAD DE ALMACENAMIENTO

CONDICION BUENA HASTA 80 °F

TEMPERATURA

ESFUERZOS

Comportamientos separados para cada pieza sin aplicar.

MEDIO AMBIENTE

Proteger de la luz y del contacto con el aire.

CONTACTO CON LÍQUIDOS

Secas

NORMAL HASTA 120 °F Piezas apiladas en grupos pequeños, sin comprimirlas en las cajas ni estándares, piezas pequeñas puestas en cajas de poca altura. Bajo techo lejos de ventanas y equipo eléctrico que produzca chispas. Secas

DEFICIENTE MÁS DE 120 °F Piezas almacenadas comprimidas, estiradas, dobladas o plegadas, anillos en “O” colgados en clavijas. A rayo de sol o con luz fuerte, cerca de motores eléctricos, máquinas de soldaduras con arco, etc. Posibilidad de que se mojen con aceite, solventes, agua, ácidos, etc.

TIEMPO DE CONSERVACIÓN DE EMPAQUETADURAS DE CAUCHO EN GENERAL EN FUNCIÓN DE LA CALIDAD DE ALMACENAMIENTO TIPO DE CAUCHO

CALIDAD DE ALMACENAMIENTO BUENA

NORMAL

EPICLOROHIDRINA

6-8 AÑOS

4-6 AÑOS

NEOPRENO

3-5 AÑOS

2-4 AÑOS

NITRILO

2-4 AÑOS

1-3 AÑOS

NATURAL

2-4 AÑOS

1-3 AÑOS

DEFICIENTE Distorsión permanente si los artículos se almacenan bajo esfuerzo. Distorsión permanente si los artículos se almacenan bajo esfuerzo. En menos de una semana se puede agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites y disolventes afectan muy adversamente. En menos de una semana se puede agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites y disolventes afectan muy adversamente.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 147

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 148 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

6.- CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL CONSIDERACIONES DE DISEÑO Al seleccionar las conexiones superficiales de control del pozo se deben considerar factores tales como las presiones de la formación y en la superficie, método de control de pozos que serán empleados, situación ambiental del pozo, corrosividad, volúmenes, toxicidad y abrasividad de los fluidos esperados, como lo especifica las practicas recomendadas API – RP53 del Instituto Americano del Petróleo.

6.1 LÍNEAS 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 lodo 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. Solo 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 del arreglo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 148

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 149 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

ESPECIFICACIONES Y RECOMENDACIONES DE OPERACIÓN Para la línea de matar son aplicables las especificaciones referidas en la línea y múltiple de estrangulación, las más sobresalientes son las siguientes: 

   

Todas las líneas, válvulas, conexiones, válvulas de contrapresión, etc., deben ser de un rango de presión de trabajo similar al que tiene el conjunto de preventores como mínimo. El diámetro mínimo recomendado es de 2 pg y se deben evitar componentes con diámetro interior reducido. Debe tener doble válvula conectada a la salida lateral del conjunto de preventores. Todos los componentes de la línea deben protegerse contra el congelamiento o las altas presiones. Único s deben utilizar conexiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el uso de las roscables en todos los componentes cuando el rango de presión sea mayor de 3000 lb/pg² (211 kg/cm²).

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 149

Tipo de Documento: Código:



  

Manual Técnico de Capacitación Página: 150 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Todas las partes integrantes de la línea de matar deben cumplir las especificaciones API, especialmente en lo que se refiere a la presión de trabajo, resistencia a la temperatura y corrosión. La línea deberá probarse con la misma frecuencia y a la misma presión del conjunto de preventores; así mismo, en lo que se refiere a la inspección y operación. No debe utilizarse como línea de llenado, ya que el uso excesivo provoca desgaste de los componentes que limitarían su empleo en caso de emergencia Deberá estar provista de por lo menos una válvula de contrapresión (check), con el fin de evitar que el pozo quede desprotegido si al estar bombeando por la línea ocurre una fuga.

6.2 MULTIPLES Y LINEAS DE ESTRANGULAR

El múltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces y tees de flujo, estranguladores y líneas. Se diseñan para controlar el flujo de lodo y los fluidos invasores durante el proceso de control de un pozo. 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. CONSIDERACIONES DE DISEÑO

La estandarización y aceptación de los múltiples de estrangulación están reglamentados por la Norma API 16C y por las prácticas recomendadas API RP-53 del Instituto Americano del Petróleo. 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. • La composición, abrasividad y toxicidad de los fluidos congénitos y el volumen por manejar.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 150

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 151 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

MÚLTIPLE DE ESTRANGULACIÓN TÍPICO PARA RANGOS DE PRESIÓN DE TRABAJO DE 2,000 Y 3,000 lb/pg²

MÚLTIPLE DE ESTRANGULACIÓN TÍPICO PARA RANGO DE PRESIÓN DE TRABAJO DE 5,000 lb/pg²

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 151

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 152 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

RECOMENDACIONES DE OPERACIÓN   

    

   

 



La línea y el múltiple de estrangulación deberán probarse a la misma presión y con la misma frecuencia que el conjunto de preventores Todas las válvulas, conexiones y líneas deben cumplir el API RP-53, en relación con su presión de trabajo, temperatura y corrosividad. Para rangos de presión de trabajo superiores a 3,000 lb/pg2 deberán emplearse únicamente conexiones bridadas, soldadas y de grampa y evitar el uso de las roscables. La línea de estrangulación se debe equipar con doble válvula, una de las cuales será hidráulica cuando la previsión de trabajo se eleve a 5,000 lb/pg2 (352 kg/cm2). La línea será lo más recta posible y estará suficientemente anclada para evitar vibraciones. El diámetro mínimo de las líneas de descarga de los estranguladores debe ser de 2 pg. En lugares donde la temperatura baja a 0 grados centígrados deben tomarse las consideraciones necesarias para evitar el obturamiento por congelamiento. Debe disponerse de manómetros que registren la presión en las tuberías de perforación y de revestimiento, en el lugar donde se esté llevando el mando de las operaciones de control. No debe tener restricciones en el diámetro interior, con el objeto de evitar altas caídas de presión y desgaste por abrasividad. Debe haber más de una línea de descarga del estrangulador, con el objeto de no suspender la operación por obturamiento, erosión, fugas, etc. Debe haber una línea de desfogue que no pase a través de los estranguladores ajustables y tenga un diámetro menor al de la línea de estrangulación. El múltiple debe instalarse en un sitio accesible y fuera de la subestructura del equipo. También permite desfogar altos gastos de fluidos del pozo, evitando represiones en la tubería de revestimiento a pozo cerrado. Debe instalarse doble válvula antes de cada estrangulador ajustable (para rangos de presión de trabajo superiores a 3000 lb/pg2). Como mínimo, debe estar instalado permanentemente un estrangulador hidráulico operando a control remoto y dos estranguladores ajustables manuales en localizaciones lacustres, terrestres y marinas. En todos los equipos debe instalarse un estrangulador ajustable hidráulico adicional y consola de control remoto.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 152

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 153 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Algunas ocasiones, aunque no se muestran en las figuras de los múltiples de estrangulación típicos, se instalan cámaras de amortiguación después del conjunto de estranguladores, (como es el caso de las torres de perforación de la Región Marina); con el propósito de conectar líneas de descarga. Al utilizarlos deberá preverse poder aislarlos en caso de un mal funcionamiento, para no interrumpir el control del flujo. La línea y el múltiple de estrangulación deben estar controlados exclusivamente por la válvula hidráulica y estar dispuestos para que se desfogue por uno de los estranguladores hacia la presa o el separador gas – lodo. En caso de no disponer de válvula hidráulica en la línea de estrangulación, el control del múltiple se hará con una sola válvula, preferentemente del múltiple de estrangulación, ya que, aunque está retirado, es más fácil y menos riesgoso el acceso. Debe efectuarse inspecciones físicas a la línea y al múltiple, con el objetivo de verificar que estén correctamente ancladas tanto la línea que conecta el múltiple como todas las líneas de descarga, así como de algunos otros daños físicos que se pudieran presentar. ESTRANGULADORES AJUSTABLES Los estranguladores ajustables son accesorios diseñados para restringir el paso de los fluidos en las operaciones de control, generando con esto contrapresión en la tubería de revestimiento, con el fin de mantenerla presión de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento lo que facilita la correcta aplicación de los métodos de control. Se usan las marcas Cameron, Willis, Swaco, etc. INSTRUCCIONES PARA SU USO La Norma API-16C recomienda que se deba 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.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 153

Tipo de Documento: Código:

 

Manual Técnico de Capacitación Página: 154 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Columna hidrostática en el espacio anular. Contrapresión 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 practica 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 AJUSTABLE MANUAL

Estos tipos de estranguladores son usados frecuentemente en las operaciones de control; sin embargo, el operador tiene que desplazarse hasta el múltiple de estrangulación, lo que trae como consecuencia mayor dificultad en la organización y desarrollo de las operaciones, ya que no se tiene el control de la bomba y no siempre se dispone de la lectura de presión en la tubería de perforación. Una de las características más importantes del estrangulador ajustable es la consola de control remoto, desde donde se opera el estrangulador. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 154

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 155 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Algunas ventajas relevantes adicionales son: La velocidad para abrir o cerrar el estrangulador y la diversidad de opciones de diámetros de orificio. Cuando se obstruye por cedacerías de hule, formación, basura, etc., tiene la facilidad de abrirse hasta el diámetro máximo, permitiendo el paso de los materiales obstruyentes, para posteriormente cerrarse rápidamente si suspender la operación de control. MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN Es recomendable que la operación del estrangulador ajustable forme parte de las pruebas de operación del conjunto de preventores descrito anteriormente. Cada vez que se pruebe el estrangulador debe lavarse perfectamente y operar su apertura y cierre completo, con el fin de verificar que quede libre de obstrucciones; accionando desde la consola. Deberá verificarse continuamente la calibración de los manómetros, el controlador de emboladas que señales las lecturas correctas, que las líneas estén libres de materiales, sedimentos, etc. Nunca deberá sobrestimar la importancia de entrenar constantemente al personal en el manejo adecuado de un estrangulador ajustable ya sea manual o hidráulico. La manera de evitar confusiones es por medio de los simulacros. Las cuadrillas deberán operar el estrangulador ajustable y la consola de control remoto, durante los procedimientos de simulacros y pruebas. Cuando menos una vez cada siete días.

ESTRANGULADOR VARIABLE HIDRAULICO Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 155

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 156 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

MULTIPLE DE ESTRANGULACION UTILIZADO EN PLATAFORMA COSTAFUERA

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 156

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 157 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

6.3.- BRIDAS Y ANILLOS Las conexiones más usuales en el sistema de control superficial, son las bridas con juntas de anillo metálico. Existen básicamente dos tipos:  

El tipo 6B que corresponde al rango de presión de trabajo de 2,000; 3,000 y 5,000 lb/pg2. El tipo 6BX el cual es para rangos de 10,000 y 15,000 lb/pg 2 y hasta 20,000 lb/pg2 de presión de trabajo.

Este tipo de bridas se incluyen para 5000 lb/pg2 cuando se trate de tamaños de 13 5/8 y 16 ¾ pg. De acuerdo a la Norma API 6ª las bridas tipo 6B poseen asientos ranurados de fondo plano de forma octagonal y ovalada (siendo esta última forma obsoleta). Las bridas 6B pueden usar anillos tipo R o RX.

ANILLOS DE PRESION API TIPO “R”

Los anillos tipo R son de forma ovalada y octagonal, pero el anillo ovalado tiene la limitante de usarse solo en la ranura de la brida de igual forma. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 157

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 158 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

ANILLO ENERGIZABLE AI TIPO RX

Las bridas tipo 6BX usa únicamente anillo BX. Los anillos BX y RX no son intercambiables, pero ambos proveen un sello de presión energizada.

ANILLO ENERGIZANTE API TIPO BX

La característica principal de los anillos con sello energizados, es evitar que el peso del conjunto de preventores y las vibraciones deformen los mismos anillos y aflojen los birlos de las bridas. Esto ocasionaría el aflojamiento de los tornillos del conjunto de preventores, los cuales tendrían que apretarse periódicamente; además no deben instalarse anillos que se hayan usado con anterioridad. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 158

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 159 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

No debe usarse caucho, teflón u otro material elástico para recubrir los anillos. La tabla contiene los tipos de anillos y bridas, usados en los conjuntos de preventores. TABLA BRIDAS Y ANILLOS EN EL CONJUNTO DE PREVENTORES PRESIÓN DE TRABAJO lb/pg2 500 (0.5 K**) 2 000 (2 K)

3 000 (3K)

5 000 (5 K)

10 000 (10 M)

15 000 (15 K)

20 000 (20 K)

TAMAÑO NOMINAL pg 29 ½ 16 ¾ 21 ¼ 26 ¾ 7 1/16 9 11 13 5/8 20 ¾ 26 ¾ 7 1/16 11 13 5/8 16 ¾ 18 ¾ 21 ¼ 7 1/6 9 11 13 5/8 16 ¾ 18 ¾ 21 ¼ 7 1/16 9 11 13 5/8 7 1/16

TIPO DE ANILLO RX BX 95 -65 -73 --167 45 -49 -53 -57 -74 --168 46 -54 --160 -162* -163 -165 -156 -157 -158 -159 -162 -164 -166 -156 -157 -158 -159 -156

**K= 1000 lb/pg2 *Reemplaza al anillo BX-161 Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 159

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 160 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

6.4.- BIRLOS, ESPARRAGOS Y TUERCAS Los birlos, espárragos y tuercas usados en conexiones tipo brida 6B y 6BX, deben cumplir con las especificaciones siguientes: ESPECIFICACIONES 





La calidad y resistencia de los materiales de los birlos o espárragos no deberán ser menores a las establecidas para el grado B-7; especificación ASTM A-193, relativa a los materiales de aleación de acero para servicios de alta temperatura (o comparables a las establecidas por el grado BC, especificación ASTM A-354, aplicables para aleación de acero templado). La calidad y resistencia de los materiales de las tuercas, no deben ser menores que las requeridas en las especificaciones ASTM A-194, referente al carbono y aleación de acero para servicios de alta temperatura y presión, esta especificación establece el grado 1 para bridas 6B y grado 2H para bridas 6BX. Asimismo, la norma NACE MR-01-75 establece los requerimientos para la resistencia del ácido sulfhídrico, esfuerzo de ruptura, composición química, tratamiento térmico y dureza del acero para birlos, espárragos y tuercas.

La tabla contiene la altura de artistas de birlos o espárragos de acuerdo a su diámetro para bridas 6B y 6BX, la altura de cada arista no debe exceder los valores proporcionados de la tabla.

ESPARRAGO CON TUERCAS

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 160

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 161 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA ALTURA DE ARISTA DE BIRLOS O ESPARRAGOS DIAMETRO DEL BIRLO O

MÁXIMA ALTURA DE

ESPARRAGO pg

LAS ARISTAS pg

½ A 7/8

1/8

MAS DE 7/8 A 1 1/8

3/16

MAS DE 1 1/8 A 1 5/8

¼

MAS DE 1 5/8 A 1 7/8

5/16

MAS DE 1 7/8 A 2 1/4

3/8

TABLA PRESENTA EL TORQUE RECOMENDADO PARA BIRLOS O ESPÁRRAGOS USADOS EN BRIDAS 6BX ESPECIFICACIOES APRIETE DE BIRLOS DIAMETRO DEL BIRLO pg

TORQUE lb-p

¾ - 10 UNC

200

7/8 – 9 UNC

325

1 – 8 UNC

475

1 1/8 – 8 UN

600

1 3/8 – 8 UN

1200

1 ½ - 8 UN

1400

1 5/8 – 8 UN

1700

1 ¾ - 8 UN

2040

1 7/8 – 8 UN

3220

2 – 8 UN

3850

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 161

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 162 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA

MUESTRA LA TORNILLERÍA REQUERIDA PARA BRIDAS 6B Y 6BX Y LA FIGURA LA SECUENCIA QUE DEBE SEGUIRSE PARA APRETAR LAS TUERCAS DE BIRLOS O ESPÁRRAGOS.

APRIETEN EN CONECIONES BRIDADAS

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 162

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 163 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA MEDIDAS DE BIRLOS Y ESPARRAGOS UTILIZADOS EN CONEXIONES BRIDADAS BRIDA TAMAÑO pg

PRESIÓN DE TRABAJO

1 11/16 1 11/16 1 13/16 1 13/16 1 13/16 2 1/16 2 1/16 2 1/16 2 1/16 2 1/16 2 9/16 2 9/16 2 9/16 2 9/16 2 9/16 3 1/18 3 1/18 3 1/18 3 1/16 3 1/16 3 1/16 4 1/16 4 1/16 4 1/16 4 1/16 4 1/16 4 1/16 7 1/16 7 1/16 7 1/16 7 1/16 7 1/16 7 1/16 9 9 9 9 9 11 11 11 11 11 13 5/8 13 5/8 13 5/8 13 5/8 16 3/4 16 ¾ 16 ¾ 16 ¾ 16 ¾ 17 ¾ 17 ¾ 18 ¾ 18 ¾ 21 ¼ 20 ¾

703 1,055 703 1,055 1,406 140 352 703 1,055 1,406 140 352 703 1,055 1,046 140 211 352 703 1,055 1,046 140 211 352 703 1,055 1,046 140 211 352 703 1,055 1,046 140 211 352 703 1,055 140 211 352 1,055 1,046 140 211 352 703 140 211 352 352 703 140 211 352 703 140 211

DIAMETRO Y LONG. DE BIRLOS pg 10.000 15.000 10.000 15.000 20.000 2,000 5,000 10.000 15.000 20.000 2,000 5,000 10.000 15.000 20.000 2,000 3,000 5,000 10.000 15.000 20.000 2,000 3,000 5,000 10.000 15.000 20.000 2,000 3,000 5,000 10.000 15.000 20.000 2,000 3,000 5,000 10.000 15.000 2,000 3,000 5,000 10.000 15.000 2,000 3,000 5,000 10.000 2,000 3,000 5,000 5,000 10.000 2,000 3,000 5,000 10.000 2,000 3,000

CANTIDAD DE BIRLOS

CANTIDAD DE BIRLOS

¾ x 5 1/4 ¾x5½ ¾x5¼ 7/8 x 5 ¾ 1x7¾ 5/8 x 4 ¾ 7/8 x 6 ¼ ¾x5½ 7/8 x 6 ¼ 1 1/8 x 8 ½ ¾x5¼ 1x7 7/8 x 5 ¼ 1x7 1¼x9½ ¾x5½ 7/8 x 6 ¼ 1 1/8 x 7 ¾ 1x7¼ 1 1/8 x 5 1 3/8 x 10 ¼ 7/8 x 6 ¼ 1 1/8 x 7 ½ 1¼x8½ 1 1/8 x 8 ¾ 1 3/8 x 9 ¾ 1 ¾ x 12 5/8 1x7½ 1 1/8 X 8 1/8 1 1/8 x 11 ¼ 1 ½ x 11 ¾ 1 ½ x 13 2 x 17 ¾ 1 1/8 x 8 ½ 1 3/8 x 9 ½ 1 5/8 x 12 ½ 1 ½ x 13 ¼ 1 7/8 X 16 1¼x9¼ 1 ¾ x 10 1 7/8 x 14 ½ 1 ¾ x 15 3/8 2 x 19 ½ 1 ¼ x 9 9 1/9 1 3/8 x 19 ¾ 1 5/8 x 12 ¾ 1 7/8 x 17 ¾ 1 ½ x 10 ¾ 1 5/8 x 12 1/4 1 ¾ x 15 3/8 1 7/8 x 14 ½ 1 7/8 x 17 ½ 1 5/8 x 11 ½ 1 7/8 x 14 ¼ 2 x 17 ¾ 2 ¼ x 22 7/8 1 5/8 x 12 ½ 2 x 15 1/4

8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 12 12 12 12 16 16 12 12 12 16 16 16 16 12 13 20 20 20 16 16 20 20 16 16 24 20 20 20 24 24 20

ANILLO TIPO R

ANILLO TIPO RX

ANILLO TIPO BX 150 150 151 151 151

23 24

23 24 152 152 152

26 27

26 27 153 153 153

31 31 35

31 31 35 154 154 154

37 37 39

37 37 39 155 155 155

45 45 46

45 45 46 156 156 156

49 49 50

49 49 50 157 157

53 53 54

53 53 54 158 158

57 57

57 57 160 159

65 66

65 66 161 162 162

69 70 163 164 73 74

73 74

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 163

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 164 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

6.5.- VÁLVULAS DE CONTROL Y PREVENTOR INTERIOR Las Normas API y reglamentos internacionales, establecen que los equipos de perforación deben estar dotados de las válvulas siguientes: VÁLVULAS DE LAS FLECHAS Válvula macho superior de la flecha

Válvula inferior de la flecha

Se instalara entre el extremo superior de esta y la unión giratoria, debe ser de una presión de trabajo igual a la del conjunto de preventores. Se instalara entre el extremo inferior de la flecha y el sustituto de enlace, debe ser de igual presión de trabajo que la superior y pasar libremente a través de los preventores.

10 9 8 4

15

7 5

6

3

2 16 13

14

1

11

12

VALVULA DE SEGURIDAD INFERIOR DE LA FLECHA Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 164

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 165 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Las llaves que operan las válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y accesible para la cuadrilla en el piso de perforación. VALVULAS EN EL PISO DE PERFORACION Se debe disponer de una válvula de seguridad en posición abierta en cada tipo y medida de rosca que se tenga en la sarta de perforación, de una presión de trabajo similar a la del conjunto de preventores instalado. Estas válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y de fácil acceso para la cuadrilla en el piso de perforación. Para el caso de los lastrabarrenas se pueden utilizar combinaciones en la parte inferior de las válvulas. Se debe tener cuidado de no utilizar tapones de levante u otros accesorios en la parte superior de la válvula, ya que restringe el paso del fluido, dificultando ampliamente su instalación cuando se tiene flujo por la tubería de perforación. Es aconsejable en tal caso y para facilitar su instalación, colocarle una abrazadera atornillada provista de dos manijas, misma que debe retirarse inmediatamente después de su instalación, con objeto de quedar en condiciones de introducirse al pozo. Por otro lado, respecto a las válvulas de seguridad que debe haber en el piso de perforación, cuando se introduzca tubería de revestimiento, la norma establece que debe haber una válvula disponible con la conexión o conexiones apropiadas de la rosca que tenga la tubería. Es conveniente señalar que el cumplimiento de esta norma debe ser más estricto cuando se introducen tuberías de revestimiento de diámetro pequeño (7 o 5 pg) en zonas productoras. PREVENTOR INTERIOR Los reglamentos citados, también establecen que se debe disponer de un preventor interior (válvula de contrapresión) para tubería de perforación por cada tipo de rosca que se tenga en la sarta y del mismo rango de presión de trabajo del conjunto de preventores. Para este caso, será suficiente con una válvula de este tipo por cada rosca de la tubería de perforación en uso, siempre y cuando todas las válvulas de seguridad tengan en la parte superior, una conexión similar a la de la tubería; ya que al presentarse un brote pueda instalarse en la tubería de perforación, ya sea la válvula de seguridad o el preventor interior. Sin embargo debe comprenderse que si existe flujo a través de la tubería, sería muy difícil instalar el preventor interior por la restricción que esta herramienta presenta en su diámetro interno. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 165

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 166 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Al presentarse un brote con la tubería muy superficial, es posible introducir con presión más tubería a través del preventor anular. A continuación se enuncian las ventajas más sobresalientes cuando se dispone el preventor interior: VENTAJAS Si al estar llevando a cabo las operaciones de control con unidad de alta presión y se suscitara una fuga superficial o ruptura de la línea y no se dispusiera de este preventor, el pozo podría quedar a la deriva, ya que sería muy riesgoso que una persona se acercara a la tubería y cerrara la válvula de seguridad.

PREVENTOR INTERIOR TIPO DARDO Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 166

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 167 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

PREVENTOR INTERIOR DE CAIDA O ANCLAJE

El preventor interior o válvula de contrapresión de caída o anclaje, básicamente está constituido por la válvula de retención y sustituto de fijación, el cual se puede instalar en el extremo inferior o superior de la herramienta (aparejo de fondo). La válvula de retención se lanza por el interior de la tubería de perforación y se hace descender bombeando el fluido de perforación, hasta llegar al dispositivo de fijación instalado; la válvula ancla y empaca cuando se ejerce la presión del pozo, evitando flujo de fluido por el interior de la tubería de perforación. Otro tipo de preventores interiores son los conocidos como válvulas de contrapresión tipo charnela y pistón; su utilización es recomendable en la sarta de perforación porque permite el manejo de obturantes e inclusive la colocación de tapones. Las figuras muestran los dos tipos de válvula.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 167

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 168 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

VALVULA CONTRAPRESION TIPO CHARNELA

VALVULA CONTRAPRESION TIPO PISTON Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 168

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 169 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

6.6 VALVULAS DE COMPUERTA Las válvulas de compuerta son parte esencial del equipo de control superficial y se localizan en los múltiples del tubo vertical y de estrangulación; en las líneas de matar y estrangular principalmente. También se localizan en los diferentes cabezales de tuberías de revestimiento conforme avance la perforación del pozo. En el mercado existen diferentes tipos de válvulas de compuerta y su selección estará en función de diferentes factores como lo menciona en las prácticas recomendadas el API RP53. CONSIDERACIONES DE DISEÑO Deben considerarse factores tales como: presiones anticipadas de la formación y en la superficie, método de control a usarse, situación ambiental del pozo; corrosividad, volumen, toxicidad y abrasividad de los fluidos. Principales tipos de válvulas de compuerta: De sellos flotantes De equilibrio de presiones De acuñamiento A continuación se presentan tipos de válvulas que en lo referente a su operación se recomienda que el personal designado para operarlas, esté seguro de lo siguiente: Identificación Instalación Operación de la válvula Situación de apertura o de cierre Efectividad de retención a la presión Número de vueltas para abrir o cerrar la válvula Mantenimiento, principalmente Nota: Ver tablas de referencia de válvulas

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 169

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 170 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16.

VALVULA CAMERON FLEX – SEAL TIPO “S”

De: 348 Primera

VOLANTE TUERCA DEL VASTAGO VASTAGO / COMPUERTA ENSAMBLE DEL BONETE BIRLOS DEL BONETE TUERCAS DE TORNILLOS DEL BONETE EMPAQUE DEL VASTAGO ANILLO METALICO CUERPO SUPERIOR EMPAQUE DE COMPUERTA PLATO DE DESGASTE ANILLO “O” SUSTITUTO (BRIDADO / ROSCADO) TAPA INFERIOR BIRLOS DEL CUERPO TUERCAS

VISTA EXPANSIVA

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 170

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 171 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO 1.

VOLANTE

2.

BUJE DE RODAMIENTOS

3.

GRASERAS

4.

Anillo “O”

5.

PISTA DE RODAMIENTOS

6.

BALERO

7.

ANILLO “O” (ADAPTADOR VASTAGO)

8.

ADAPTADOR DEL VASTAGO

9.

PERNO DEL VASTAGO

De: 348 Primera

10. PRENSA EMPAQUE 11. EMPAQUE DEL VASTAGO 12. TUERCAS DEL BONETE 13. BIRLOS DEL BONETE 14. BONETE 15. VALVULA CHECK 16. GRASERA DE BONETE 17. EMPAQUE DEL BONETE 18. JUEGO DE COMPUERTA Y ASIENTOS 19. VASTAGO 20. COMPUERTA 21. PLACA RETEN 22. ASIENTO 23. SELLO DE ASIENTO 24. PERNO 25. CUERPO 26. PLACA DE IDENTIFICACIÓN 27. SELLO DE BUJE 28. BUJE DE CUERPO 29. GUIAS DE COMPUERTA

VALVULA CAMERON DE COMPUERTA TIPO "F" VISTA EXPANSIVA Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 171

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 172 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

7.- CONJUNTO DE PREVENTORES DE SUPERFICIE Durante las operaciones de perforación si llegara a manifestarse un brote, el sistema de control superficial deberá tener la capacidad de proveer el medio adecuado para cerrar el pozo y para circular el fluido invasor fuera de él. El control de un pozo lo constituyen generalmente en la superficie, los sistemas independientes que son el de circulación y el de preventores de reventones. Un conjunto de preventores deberá tener un arreglo que permita: A. Cerrar la parte superior del pozo alrededor de la tubería de perforación o de los lastrabarrenas y en su caso, bajo condiciones de presión meter la tubería hasta el fondo del pozo. B. Descargar en forma controlada el gas, lodo cortado con gas o agua salada. C. Bombear fluidos al interior del pozo y circular el brote a la superficie. D. Colgar la tubería de perforación y si es necesario, cortarla. E. Conectarse al pozo nuevamente, después de un período de abandono temporal. F. Una redundancia en equipo para el caso de que algún componente falle, pueda inmediatamente operarse otro. Las personas claves en un equipo de perforación terrestre o plataforma de perforación costafuera son el técnico y el perforador. Si ellos se mantienen alertas y están adiestrados en el funcionamiento y operación de los componentes superficiales, así como de los indicadores de la presencia de un brote, no dudarán en aplicar los procedimientos para tener el pozo bajo control. El arreglo de preventores de superficie lo forman varios componentes. Algunos de estos son los preventores anulares (esféricos), los preventores de arietes en sus diversas formas, los carretes de control, y demás componentes los cuales a continuación se describen.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 172

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 173 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

7.1 ARREGLOS DEL CONJUNTO DE PREVENTORES El criterio para seleccionar el arreglo del conjunto de preventores debe considerar la magnitud del riesgo expuesto y el grado de protección requerida. Cuando los riesgos son pequeños y conocidos tales como:  Presiones de formación normales.  Áreas desérticas o montañosas, alejadas de los grandes centros de población. Un arreglo de preventores sencillo y de bajo costo puede ser suficiente para la seguridad de la instalación. El riesgo es mayor cuando se tienen:  Presiones de formación anormales.  Yacimientos de alta productividad o presión.  Áreas densamente pobladas.  Grandes concentraciones de personal y equipo, como el caso de barcos y plataformas marinas, el arreglo requerido debe ser más completo y en consecuencia de mayor costo. La clasificación típica del API para conjuntos de preventores se basa en el rango de presión de trabajo. Los arreglos que el API RP-53 (3ra. Edición Marzo, 1997) recomienda son los adecuados para operar con 2,000, 3,000, 5,000, 10,000 y 15,000 lb/pg² (141; 211; 352; 703 y 1055 kg/cm²) de presión de trabajo y el código API empleado en la designación de los diferentes arreglos de preventores es el siguiente: G - Cabeza rotaria A - Preventor anular R - Preventor de arietes para tubería de perforación, ciegos, variables o de corte. Rd - Preventor doble de arietes para tubería de perforación, ciegos, variables o de corte. Rt - Preventor triple con tres juegos de arietes, instalado al criterio del operador S - Carrete de control con salidas laterales para líneas de matar y estrangular K - 1000 lb/pg² (70 kg/cm²) de presión de trabajo Las figuras muestran los arreglos recomendados.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 173

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 174 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

ARREGLO TIPICO DE PREVENTORES PARA 2,000 lb/pg2 DE PRESION DE TRABAJO

ARREGLOS DE PREVENTORES 3,000 Y 5,000 lb/pg2 PRESION DE TRABAJO Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 174

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 175 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

ARREGLOS TIPICOS DE PREVENTORES PARA 10,000 Y 15,000 lb/pg² DE PRESION DE TRABAJO

Para referirse a un conjunto de preventores se identifica de acuerdo a la clasificación en orden ascendente de la manera siguiente: 10K 11 – RSRdA Se refiere a un conjunto de preventores de 11 pg de una presión de trabajo de 10 000 lb/pg² (703 kg/cm²) con un preventor de arietes en la parte inferior, un carrete de control, dos preventores de arietes y un preventor anular en la parte superior. Esta nomenclatura puede variar en la ubicación del preventor ciego de corte y los preventores de arietes con diámetro variable; de acuerdo a la etapa de perforación. CANDADO DE PREVENTORES Como norma, todos los preventores de arietes deben tener extensión y maneral para asegurar mecánicamente su cierre efectivo. Es adecuado disponer de candados operados hidráulicamente, como es el caso de los preventores submarinos, y operar ambos tipos de candados cada vez que se realicen las pruebas de operación del conjunto de preventores. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 175

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 176 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

8.- SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO El sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo, ya que proporciona un determinado grado de protección antes de que se corra y cemente la tubería de revestimiento superficial sobre la que se instalarán los preventores. Las prácticas recomendadas API RP-53 del Instituto Americano del Petróleo establecen los criterios para seleccionar, instalar y operar el equipo de sistemas desviador de flujo (diverters). Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubería de perforación o de revestimiento, lastrabarrenas y no está diseñado para hacer un cierre completo del pozo o parar el flujo; si no, más bien desviarlo abriendo simultáneamente las válvulas de las líneas de desfogue (venteo), derivando el flujo de formaciones someras hacia sitios alejados del equipo de perforación y del personal. Evitando así el fracturamiento de las formaciones con el consecuente riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de la tubería conductora, poniendo en peligro a la cuadrilla y a las instalaciones de perforación.

DESVIADOR DE FLUJO CON LINEAS DE DESFOGUE Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 176

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 177 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Cuando se inicia la perforación de un pozo terrestre, se introduce y cementa una TR conductora a poca profundidad. En el caso de pozos en plataformas costafuera, por lo general se instala una TR conductora de gran diámetro por debajo del fondo (lecho) marino. El sistema desviador de flujo se instala sobre la tubería conductora o estructural y básicamente consiste de un preventor anular (esférico) o cabeza giratoria que tengan el diámetro interior suficiente que permitan pasar la barrena para perforar la siguiente etapa. Debajo del desviador deberán instalar líneas de desfogue de diámetro adecuado y de una longitud suficiente para dirigir los flujos provenientes del pozo, lejos de la unidad de perforación. Las válvulas instaladas en las líneas de venteo deberán ser de paso completo y abrir automáticamente en cuanto se cierre el desviador de flujo. Todo el conjunto después de su instalación será probado a satisfacción para asegurarse que funcionará correctamente.

DESVIADOR DE FLUJO EN UNIDAD FLOTANTE (BARCO PERFORADOR O PLATAFORMA SEMISUMERGIBLE) Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 177

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 178 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

INSTRUCCIONES DE OPERACION Y RECOMENDACIONES   





 



Verificar diariamente la operación correcta del sistema desviador de flujo, accionándolo desde los controles remotos. Revisar que las líneas de desfogue no estén obstruidas. Inspeccionar y tener la precaución de revisar periódicamente que el desviador y las válvulas no tengan gas producidos por los ripios de formación, residuos u otros materiales que puedan afectar su operación. En función de la planeación y programación de la perforación del pozo; después de cementar o hincar la tubería conductora o estructural. Deberá instalarse un sistema desviador de flujo consistente de un elemento de sello, líneas de venteo, válvulas de derivación y un sistema de control. La importancia del sistema es que permita manejar los grandes volúmenes de fluido que se encuentren. Las salidas del desviador deberán tener un diámetro interior mínimo de 12 pg al trabajarse en pozos desde plataformas marinas y de 10 pg al operarse en pozos terrestres (de superficie). El sistema deberá tener un control remoto en el piso de perforación y además otro en un lugar de fácil acceso y seguro para su accionamiento. Es conveniente que se tengan disponibles líneas de descarga de diámetros mayores que los convencionalmente utilizados, con la finalidad de que en situaciones críticas, sea rápidamente desfogado el pozo evitando riesgos mayores. Deberán efectuarse simulacros a intervalos apropiados con las cuadrillas de perforación, para entrenarlos a que sean capaces y competentes en reaccionar oportunamente ante situaciones que requieran operar el sistema desviador de flujo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 178

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 179 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

MODELO DE SISTEMA DE CONTROL CON DESVIADOR DE FLUJO A

De: 348 Primera

MODELO DE SISTEMA DE CONTROL CON DESVIADOR DE FLUJO B

9.- INSPECCION FISICA DEL CONJUNTO DE PREVENTORES Antes de proceder a la instalación de un conjunto de preventores o después de cada etapa de perforación deberá verificarse en el pozo lo siguiente: 

 



Inspeccione visualmente el cuerpo de cada preventor, principalmente las cavidades donde se alojan los arietes, el estado que guardan las pistas y los conductos de las salidas laterales, con objeto de verificar que no estén dañados o desgastados. Inspeccione el tipo y las condiciones que guardan cada uno de los anillos a instalar. En tabla se detallan las especificaciones de estos anillos. Revise que todos los birlos o espárragos y tuercas sean de la medida y tipo apropiado, que no estén dañados u oxidados, que cumplan con las especificaciones API para el rango de la presión de trabajo, temperatura y resistencia al ácido sulfhídrico (H2S) si se requiere. En las tablas adjuntas se proporcionarán más detalles de las especificaciones de estos accesorios.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 179

Tipo de Documento: Código:

 

Manual Técnico de Capacitación Página: 180 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Inspeccione el buen estado del elemento sellante frontal de cada ariete, así como el del preventor anular. Verifique la posición en la instalación de cada preventor, así como la correcta conexión de las líneas de apertura y cierre.

Las operaciones de perforación no deben iniciarse hasta que el sistema de control superficial esté debidamente instalado y probado, en lo que respecta a su operación y presión de trabajo.

10.- FRECUENCIA DE LAS PRUEBAS CON PRESION El sistema de control superficial, deberá probarse en función de las actividades siguientes:   

Al instalar o antes de perforar la zapata de cada tubería de revestimiento. Antes de perforar una zona de alta presión o de yacimiento. Después de efectuarse cualquier reparación o cambio de sello en el conjunto de preventores o en alguno de sus componentes, en el que deberá probarse por lo menos la parte reparada.

Las normas citadas también establecen que deberá probarse el sistema de control superficial cuando menos cada 21 días, en caso de no ocurrir ninguno de los eventos anteriores. Esto se deberá realizar con estricto apego a la norma en los casos siguientes: 1. Si el pozo es considerado exploratorio o exploratorio por extensión (delimitador) 2. Cuando se trate de pozos de desarrollo, localizados en áreas o campos específicos con presiones anormales o yacimientos de alta productividad. 3. Los arietes ciegos o de corte deberán probarse a presión, por lo menos al instalar el conjunto de preventores y antes de perforar la zapata de cada tubería de revestimiento. 4. Se debe tener la precaución de abrir la válvula en la línea de estrangulación a la línea de desfogue, antes de abrir los arietes con objeto de liberar cualquier presión existente. 5. Los bonetes deben probarse en cada instalación de arietes en los preventores 6. El sistema para accionar el conjunto de preventores se verificará cada vez que se prueben éstos. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 180

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 181 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

10.1 REQUERIMIENTOS PARA LAS PRUEBAS CON PRESION DEL SISTEMA DE CONTROL SUPERFICIAL 





Deberá circularse agua limpia en el sistema de control superficial, con objeto de lavar y eliminar los sólidos que pudieran obturar posibles fugas, e instalar el probador adecuado para la prueba. Probar el sistema de control superficial a una presión de 14 a 21 kg/cm² (200 a 300 lb/pg²) con la finalidad de localizar posibles fugas en algunos de los componentes antes de aplicar la presión de prueba que dañará o deteriorará más las partes con fugas. Los preventores de arietes se probarán a su presión de trabajo, o al equivalente máximo del 80% de la presión interna de la tubería de revestimiento de menor resistencia (menor grado) en que se encuentren instalados.

Cuando se tengan pozos depresionados, es conveniente determinar la presión promedio entre las dos presiones anteriores para ser aplicada como presión de prueba, con objeto de proteger la empaquetadura de los preventores y detectar posibles fugas originadas por corrosión, abrasividad, etc. Los arietes variables deben probarse a presión, cerrándolos alrededor de cada diámetro de tubería en la sarta, de acuerdo a su rango de cierre. 

El preventor anular se probará al 70% de su presión de trabajo, con objeto de tener mayor duración del elemento de sello.  Al efectuarse las pruebas de preventores, también deberán probarse todos y cada uno de los componentes del sistema de control superficial a la misma presión de prueba de los preventores de arietes. Los componentes que deben probarse son:  Válvulas superior e inferior de la flecha  Preventores interiores que se tienen en el piso de perforación  Válvulas del múltiple de estrangulación, etc. Las pruebas se efectuarán siempre en la dirección del flujo del pozo.  La prueba de cada componente se tomará como satisfactoria si se mantiene la presión de prueba durante un período de cinco a quince minutos. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 181

Tipo de Documento: Código:



Manual Técnico de Capacitación Página: 182 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Los resultados de las pruebas con presión, de las inspecciones físicas y de la operación del sistema de control superficial se registrarán en la bitácora del Perforador si alguno de los componentes primordiales del sistema o de sus controles no funcionan; se deben suspender las operaciones de perforación para reparar la falla.

10.2 PRUEBAS OPERATIVAS AL ARREGLO DE PREVENTORES Y EQUIPO AUXILIAR AL HACER VIAJES Todo personal que labore en los equipos de perforación debe tener los conocimientos sobre funcionalidad y operación del sistema de control superficial, de acuerdo a la categoría que desempeña. Al personal de nuevo ingreso, se le orientará sobre los mismos conocimientos antes de iniciar sus labores. Se debe llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar, cada vez que se haga un viaje completo de la tubería como mínimo; pero no más de una vez por día. Estas pruebas consisten en lo siguiente:     

  

Instalar la válvula de seguridad en la tubería de perforación y el preventor interior. Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. Cerrar los estranguladores ajustables manuales e hidráulicos, cerrando y abriéndolos. Cerrar y abrir el preventor de arietes para la tubería en uso. Por la línea que conecta el tubo vertical con la línea de matar, bombear agua por cada uno de los estranguladores ajustables, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas. En caso de tener llenas las líneas con salmuera, diésel u otro fluido para evitar el congelamiento, deberá disponerse del equipo necesario para no derramar fluidos costosos. Operar el resto de los preventores para la tubería de perforación en el diámetro adecuado. Si se usa tubería combinada, al sacar la tubería de perforación operar los arietes correspondientes. El preventor ciego se operará al sacar la barrena del pozo, al término de esta prueba se dejarán todas las válvulas en su posición original, se anotará en el reporte de perforación y se reanudará la operación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 182

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 183 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

10.3 PRUEBAS OPERATIVAS AL ARREGLO DE PREVENTORES Y EQUIPO AUXILIAR CADA 14 DIAS Se deben llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar como mínimo cada 14 días, pero en los pozos EXPLORATORIOS y cuando estén en la etapa de perforación de la ZONA PRODUCTORA, se efectuarán como mínimo cada siete días. Las pruebas consisten en lo siguiente:  Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.  Cerrar y abrir el preventor anular sobre la tubería en uso.  Operar los estranguladores ajustables manuales e hidráulicos cerrándolos y abriéndolos  Verificar que la consola opere correctamente y estén calibrados el contador de emboladas y los manómetros de presión.  Cerrar y abrir los preventores de arietes para la tubería en uso.  Verificar apertura y cierre de cada preventor del control maestro y de cada uno de los controles remotos.  Por la línea que conecta el tubo vertical (Stand Pipe) con la línea de matar y teniendo el preventor inferior cerrado para evitar represionar el pozo, bombee agua por cada uno de los estranguladores ajustables y hasta el quemador, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas. Cuando se use lodo de emulsión inversa en el sistema debe tenerse cuidado al hacer la prueba de las líneas con agua ya que podría provocar que por descuido contaminar el fluido de perforación. En tal caso es conveniente hacerlo con diésel pero sin descargar al mar para no contaminar ni desperdiciar fluidos costosos en el medio marino.  Opere el resto de los preventores para tubería de perforación en el diámetro correspondiente.  Si se usa tubería de perforación combinada, al sacar la tubería de menor diámetro opere los arietes correspondientes.  El preventor ciego se operará al sacar la barrena del pozo. Al término de esta prueba se dejarán todas las válvulas en su posición original, se anotará en el reporte de perforación y se reanudará la operación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 183

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 184 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

11.- PROBADORES Estas herramientas hacen posible la prueba de los preventores desde su parte inferior, reteniendo la presión hacia abajo del pozo permitiendo manejar la presión de prueba en el sentido de trabajo de los preventores. Se fabrican en 2 tipos: Tipo colgador y Tipo copa: Probador tipo Colgador: El cuerpo de este tipo de probador es de acero con sus dimensiones externas corresponden a la configuración del tipo de receptáculo del cabezal. Un elemento de sello entre la superficie del cabezal y el probador proporciona la retención de la presión. Se seleccionan de acuerdo al tipo y medida del cabezal. Por diseño tiene un bisel para sujetar al probador con los tornillos externos del cabezal. La conexión superior del probador permite su introducción y recuperación. La conexión inferior se puede enlazar al aparejo que se tenga dentro del pozo. Probador tipo Copa: Consiste de un mandril al cual se maquinan sus conexiones de enlace en la parte superior e inferior. El elemento copa permite retener la presión de prueba al conjunto de preventores y manejarla hacia arriba. Se selecciona su capacidad de acuerdo al diámetro y peso de la tubería de revestimiento donde se van a asentar.

PROBADOR TIPO COLGADOR

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 184

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 185 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

PROBADOR DE COPA CAMERON TIPO “F”

12.- REFACCIONAMIENTO MINIMO DISPONIBLE EN EL POZO Es muy importante disponer de un paquete de refacciones en la localización terrestre o plataforma marina, sobre todo las partes que sufren mayor desgaste y de vital importancia en el múltiple de estrangulación. Debe procurarse la estandarización de los componentes, con el fin de reducir el paquete de refacciones, el cual consistirá de lo siguiente:        

Una válvula completa. Conexiones diversas como tés ("T") crucetas, anillos, birlos, etc. Un estrangulador ajustable completo, incluyendo refacciones para las partes sometidas a mayor daño. Manómetros, mangueras, tubería flexible, etc. Un juego completo de arietes por cada diámetro de tubería en uso. Un juego de elementos de hule para cada diámetro de tubería en uso. Un juego completo de empaques para bonetes de cada preventor de arietes en uso. Anillos diversos para cada medida de brida instalada.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 185

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 186 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Todo este refaccionamiento se protegerá contra la corrosión cubriendo las partes metálicas con grasa y las empaquetaduras de hule en recipientes sellados.

13.- EQUIPO AUXILIAR PARA LA DETECCION OPORTUNA DE BROTES Las prácticas recomendadas del Instituto Americano del Petróleo API- RP-53 y Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS) establecen que todos los equipos terrestres y plataformas de perforación costafuera que perforen, terminen y efectúen mantenimiento (reparación) a los pozos, deban contar dentro de su instalación y en condiciones de operación, del siguiente equipo auxiliar para la detección de brotes:    

Indicador de nivel en las presas con dispositivo de alarmas audible y visual. Indicador de flujo en la línea de retorno (de flote), con dispositivo de alarmas audible y visual. Tanque de viajes. Equipo para detección de gas en el lodo con dispositivo de alarmas audible y visual.

Estas normatividades son de observancia general y deberán aplicarse, dada la importancia para detectar oportunamente los brotes, por lo que debe procurarse en disponer de estos accesorios en la instalación. Adquiere relevancia cuando se trata de pozos exploratorios, de desarrollo profundo y en áreas donde se perfora sin circulación con bombeo constante de agua. Se evita de esta manera, que se presenten complicaciones y erogaciones innecesarias. En el caso de no contar con la totalidad de estos dispositivos, obliga al responsable de la unidad de perforación y mantenimiento de pozos, a disponer de gran parte del tiempo de los recursos humanos que laboran en la localización o plataforma marina, para vigilar y poder estar en condiciones de detectar con toda oportunidad los indicadores de la posible presencia de un brote. Aunque lo anterior, no lo releva de procurar con la debida anticipación de solicitar la reposición e instalación de estos dispositivos. 13.1 INDICADORES DE NIVEL EN PRESAS Este dispositivo sirve para indicar el nivel de lodo en las presas, y a su vez, detectar el inicio de un brote o una pérdida de lodo. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 186

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 187 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Actualmente existen numerosos dispositivos indicadores de nivel del lodo en presas, algunos incluyen alarmas audibles y graficadores que proporcionan un registro continúo de nivel. Otros, son observados directamente por el perforador en monitores que muestran las variaciones del nivel, incluyendo además una alarma audible con límites ajustables de alto y bajo, resultando muy superior a los procedimientos rústicos usados en fechas recientes. El dispositivo se basa en los sensores (vástago y flotador) instalados en las presas, las cuales transmiten una señal eléctrica al registrador, donde se procesa y es enviado convertido en valores numéricos al monitor o pantalla ubicada en la consola del perforador. El indicador de volumen es un dispositivo básico de advertencia en el control de pozos. Un brote inicia a desplazar lodo fuera del pozo y el indicador de nivel en las presas registra este hecho como un incremento en el nivel o volumen. Estos dispositivos requieren de mantenimiento ordinario que garantizan la eficiencia en su operación, por consiguiente debe aplicársele en los períodos programados, para que siempre se tenga una respuesta efectiva y confiable.

INDICADORES DE NIVEL EN PRESAS Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 187

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 188 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

13.2 INDICADORES DE FLUJO EN LA LÍNEA DE FLOTE La primera señal evidente de un brote en la superficie es precisamente el flujo o incremento del mismo por la línea de flote (línea de retorno). Los indicadores de flujo miden el gasto en el porcentaje que pasa por la línea de flote, por lo que un aumento en el gasto de salida (cuándo se circula con gasto constante o cuando no se está circulando y se tiene flujo por la línea de flote) podrá ser detectado por este dispositivo antes de que el nivel de presas registre incremento como para ser registrado. Esto resulta de mayor importancia cuando se tiene un sistema superficial de presas demasiado grande. El indicador de flujo no solamente determina las señales de posibles brotes, sino que también indica la presencia de pérdidas de lodo, ya sean totales o parciales.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 188

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 189 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

INDICADOR DE FLUJO EN LINEA DE RETORNO

Generalmente, el más común de los indicadores de flujo consiste en una ¨paleta¨ colocada en la línea de flote. Un resorte se coloca a tensión en dicha paleta y se ajusta al instrumento de medición. Si el flujo se incrementa o disminuye, la paleta cambiará de posición y creará una tensión nueva del resorte, la cual es registrada e interpretada por el sensor y, posteriormente, enviada con un valor numérico a la pantalla ubicada en la consola del perforador. La mayoría de estos dispositivos cuentan con alarmas audibles con límites alto y bajo, y al igual que el indicador de nivel en presas, requiere de un mantenimiento rutinario y de un buen uso para garantizar un servicio adecuado. 13.3 MEDICIONES UTILIZANDO EL TANQUE DE VIAJES El tanque de viajes diseñado y usado adecuadamente, es un dispositivo que permite medir correctamente el lodo necesario para llenar el pozo, cuando se extrae la tubería del mismo. De igual forma, mide el volumen del lodo desplazado por la tubería al ser introducida al pozo. En otras palabras, es un dispositivo que facilita la medición correcta del volumen de lodo durante los viajes, por lo que es de gran utilidad en la detección oportuna de brotes y pérdidas de circulación. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 189

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 190 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

El tanque de viajes debe ser pequeño, para que su volumen pueda medirse y calibrarse fácilmente.

TANQUE DE MANIOIBRAS

Muestra el diseño más conveniente, ya que permite determinar el volumen de lodo, tanto en la introducción como en la extracción de tuberías.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 190

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 191 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Esquema de los componentes del tanque de viajes

Los tanques de llenado, ubicados en el piso del equipo y a la altura de la línea de flote, son dispositivos de gran utilidad, puesto que permiten medir correctamente el volumen del lodo para llenar el pozo cuando se saca tubería, ya que como se mencionó, la mayoría de los brotes se producen al estar viajando. Algunos diseños más sofisticados traen incorporado al tanque de viajes una bomba que la acciona el perforador y por medio de un sensor de flujo en la línea de flote que indica que el pozo se ha llenado. Deberá cuantificarse y registrar las emboladas de la bomba o volumen a llenar para compararse con los cálculos efectuados. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 191

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 192 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Para que el tanque de viajes proporcione medidas correctas, es necesario que se mantenga limpio, debiéndolo lavar inmediatamente después de usarlo, además debe llenarse con lodo que haya pasado por el equipo de control de sólidos. El tanque de viajes puede tener entre otros usos los siguientes:   

Medir el volumen de lodo cuando se introduce tubería de revestimiento dentro del pozo. Permitir la medición correcta del volumen desplazado del lodo cuando se introduce tubería bajo condiciones de presión dentro del pozo. Determinar correctamente el volumen para llenar el pozo al tener pérdidas de circulación.

13.4 EQUIPO PARA LA DETECCIÓN DE GAS EN EL LODO Los detectores (sensores) de gas miden en la temblorina la concentración de gas en el lodo a la salida del pozo. Hay muchos tipos de detectores de gas, los cuales operan con principios distintos. Algunos son capaces de medir el metano, el gas total o la medición de cada componente del gas, sin embargo, todos ellos miden el gas contenido en el lodo. Estos dispositivos son de gran utilidad como indicadores de posibles brotes, también pueden mostrar la producción potencial del pozo. Cuando una cierta cantidad de gas en el lodo ha sido detectada, una alarma audible o visible es activada para alertar a la tripulación del equipo. Generalmente, este dispositivo es parte integrante de las unidades de registro continuo de hidrocarburos, que tradicionalmente se emplean en pozos exploratorios. 13.5 MEDICIÓN AL VOLUMEN DE FLUIDO Este accesorio sirve para cuantificar el llenado del pozo; es una combinación de un contador de emboladas en la bomba y un sensor de flujo en la línea de retorno. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 192

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 193 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Para accionar el sistema de llenado, desde la Consola del Perforador se opera el interruptor en posición de llenar para que funcione la bomba. El contador de emboladas inicia a cuantificar el volumen de llenado, el sistema se corta automáticamente cuando el sensor en la línea de flote avisa que el pozo está lleno. El volumen es comparado con los cálculos efectuados para verificar que el pozo está manifestando o que se está presentando una pérdida de circulación. El mantenimiento oportuno de este circuito permite que el medidor y registrador de llenado funcione satisfactoriamente. 13.6 PRESAS Y TANQUES DE LODOS Parte del sistema de circulación lo componen las presas de lodos (de succión, mezclas de fluidos y de asentamiento), así como suficientes tanques de reserva de lodos, se encuentran interconectadas entre sí para preparar, mezclar y tratar, circular y almacenamiento fluidos de perforación. El uso de separadores (canales) entre presa y presa, así como los múltiples de mezclas y circulación, pistolas de superficie (aéreas) y agitadores de fondo accionados con motores eléctricos permite tener en condiciones a los lodos de perforación. Las presas son instaladas de tal forma que maximice el efecto en las operaciones de desgasificación de un lodo cortado con gas. Deberán cuidarse los movimientos de válvulas para que el fluido gasificado no llegue a los tanques de reserva. 13.7 CONTADORES DE EMBOLADAS Las bombas de lodo en un equipo de perforación deberán tener los dispositivos integrados de uno o más contadores de emboladas, para cuantificar el desplazamiento de los volúmenes que se manejan de los fluidos en todas las operaciones. Existen distintos tipos de contadores desde los sencillos manuales hasta unos instrumentos electrónicos más sofisticados, que van hasta la Consola del Perforador. Deberá tenerse cuidado en su instalación, verificar las lecturas que registren y efectuar su mantenimiento periódico para asegurar el correcto funcionamiento. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 193

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 194 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

13.8 MANÓMETROS DE PRESIÓN En todas las operaciones de perforación y mantenimiento de pozos, la toma de lectura de la presión es importante. Las presiones de circulación, de cierre y cuando se opera el estrangulador se registran en distintos lugares del sistema del control superficial. La ubicación de cada manómetro cumple una función específica de acuerdo al lugar. En el múltiple del tubo vertical registra la presión de bombeo en circulación directa, señalando también la lectura en otro manómetro en la Consola del Perforador. En el múltiple de estrangulación se tiene un manómetro, el cual registra la presión absoluta. Los valores que registren los manómetros ubicados en el piso de perforación y en la consola de control remoto del estrangulador, difieren un poco por las pérdidas de presión por fricción por el recorrido que hace el lodo de perforación por las líneas de inyección hasta llegar al múltiple del tubo vertical. Para registrar la presión de la TR y espacio anular al tener cerrado un preventor, su lectura es observada en el múltiple de estrangulación y consola de control remoto del estrangulador. Algunos organismos internacionales recomiendan en sus reglamentos, la instalación de un manómetro adicional para registrar las presiones entre las columnas de tuberías de revestimiento. Los rangos de lectura en los manómetros de presión varían, así como las de sus fabricantes y sus diámetros de conexiones. Existen manómetros de 2 y 3 pg NPT. Con presiones de 2,000; 3,000; 5,000; 10,000; 15,000 lb/pg² (141; 211; 352; 703 y 1055 kg/cm²). RECOMENDACIONES A LOS SISTEMAS DE ALARMA No existe una regla básica para fijar valores específicos ya que las marcas, diseños y tipos de los sistemas están variando constantemente. Sin embargo las recomendaciones siguientes señalan que las alarmas deban instalarse para cumplir su objetivo, el cual es: QUE SE ACTIVEN AL MENOR INDICIO O MANIFESTACION DE UN BROTE. Todos los indicadores visuales y auditivos deberán permanecer en posición de encendido. La buena práctica y el sentido común señalan lo siguiente: I. Totalizador del volumen en presas Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 194

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 195 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

a) Fijar los límites de bajo y alto valor deseado, en promedio de 0.5 a 1.6 m³ (3 a 10 bl) y colocar en posición de encendido las alarmas visuales y auditivas. b) Al tener conectadas las alarmas en las presas, simular que se baja y sube el flotador del sensor para que en la consola del perforador se activen las alarmas y permitirá verificar el funcionamiento. Restablecer los sistemas. II. Sensor de flujo en la línea de flote (de retorno). a) Fijar los valores bajo y alto en el sensor para que exista una variación de flujo deseado. b) Conectar las alarmas visuales y auditivas. c) Simular que se baja y sube el sensor del flujo en la línea de flote para que se active y transmita la señal a la consola del perforador para asegurarse que opera correctamente. Restablecer el sistema a su condición de operación. III. Sistemas computarizados para registrar parámetros de perforación. El avance y desarrollo de la tecnología de “punta” en el ambiente petrolero señala un mejoramiento en la fabricación, diseño y calidad en los productos y materiales que se utilizan para registrar los parámetros durante la perforación de un pozo. Existen herramientas de fondo que mientras se perfora transmiten hasta la superficie datos de orientación del pozo, tipos de formaciones que se atraviesa, determinados registros que se toman simultáneamente. Dichos parámetros y muchos otros son importantes para prevenir un brote y de manera anticipada conocer cómo controlar un pozo. El mantenimiento y atención de la mayor parte de todos los sensores deberá seguirse según recomendaciones de cada fabricante, solamente personal calificado deberá efectuar calibraciones y reparaciones siguiendo las instrucciones y probarlos a satisfacción. A los dispositivos detectores de gas, se les debe dar mantenimiento de acuerdo con las recomendaciones dadas por los fabricantes, lo que resulta más importante debido al ambiente en donde se encuentran localizados. Estos dispositivos reflejan su importancia al tenerlos en operación, cuando se perforan áreas que contengan ambiente amargo (sulfuro de hidrógeno (H2S), como lo establece la práctica Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 195

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 196 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

recomendada API RP-49 y las subsecciones “D” (250.67) y “ F” (250.94) del Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS). 13.9 DESGASIFICADOR DE LODO Este accesorio está instalado en el área de presas, de tal manera que pueda eliminar el gas del lodo contaminado que sale directamente del múltiple de estrangulación; para evitar que el lodo cortado con gas se circule nuevamente al interior del pozo. Hay un sistema de desgasificador que funciona para eliminar el gas mediante una cámara de vacío presurizada. Existe otro tipo, de sistema de bomba que funciona por medio de un rociado centrífugo. Ventajas que ofrece los desgasificadores de vacío: a) Remueven y eliminan el gas o aire del lodo en un alto porcentaje b) Facilita determinar la densidad efectiva en el lodo c) Permite un control adecuado de altas viscosidades y fuerzas gelatinosas presentes en un lodo cortado por gas d) Restablece a las condiciones originales el fluido de perforación, sin tener que agregar material químico e) Mejoran y mantienen la eficiencia de las bombas de lodo, cuando el fluido es succionado está totalmente desgasificado. Para su mantenimiento, una vez utilizado en un control de brote, deberá lavarse con agua para remover los sólidos y sedimentos acumulados en su interior. Cuando no sea utilizado, con frecuencia conviene accionar el desgasificador para comprobar que se encuentra en condiciones.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 196

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 197 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

DESGASIFICADOR DEL LODO

13.10 SEPARADOR GAS LODO El separador gas-lodo forma parte del equipo auxiliar de control de superficie, su función es separar el gas que se incorpora al fluido de perforación cuando se presenta un brote. De esta manera se evita tirar lodo en las presas de desecho o contaminar con gas el área de trabajo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 197

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 198 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

SEPARADOR GAS - LODO

La figura muestra uno de los separadores gas-lodo más usuales; está constituido básicamente por un cuerpo cilíndrico vertical provisto en su parte interior de un conjunto de placas deflectoras distribuidas en espiral, una válvula de desfogue de presión en el extremo superior, una válvula check, en el extremo inferior, etcétera. La corriente de la mezcla gas-lodo entra lateralmente al separador. En el interior, la presión de esta mezcla tiende a igualarse a la presión atmosférica, por la separación y expansión del gas, provocada por el conjunto de placas deflectoras que implementan la turbulencia de la mezcla. El gas se elimina por la descarga superior y el lodo se recibe por gravedad en la presa de asentamiento, a través de una línea que puede conectarse a la descarga de la línea de flote. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 198

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 199 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

El objeto de la válvula check, instalada en el extremo inferior del separador, es protegerlo de sobre presión excesiva. La válvula superior permite desfogar el gas, en caso de obstruirse la línea de descarga durante las operaciones del control. CARATERISTICAS DE DISEÑO  



Para el cuerpo cilíndrico de acero, se emplean tubos con diámetros que van desde 14 hasta 30 pg en algunos casos se usan tubos de mayor diámetro. El diámetro de la entrada de la mezcla gas-lodo del separador, deberá ser mayor que el diámetro mínimo que es de 4 pg, para la salida del gas es recomendable que sea por lo menos 2 pg mayor que la entrada y que sea enviado al quemador o que descargue a las atmósfera lo más alto posible. Es necesario fijar o anclar, firmemente el separador gas-lodo, para evitar que la turbulencia violenta de la mezcla lo remueva de su sitio.

13.11 CABEZA PARA DESLIZAR TUBERÍA (LUBRICADOR) Y CABEZA ROTATORIA La cabeza para deslizar tubería con presión, se usa fundamentalmente para introducir o extraer tuberías de perforación, producción y revestimiento, así como lastrabarrenas y otras herramientas de perforación. No requieren de presión externa para cerrar, pero su uso está limitado a un rango de presión de trabajo de 70 kg/cm² como máximo para operar con seguridad. Existe una medida de empaque para cada diámetro de tubería o herramienta por manejar, este accesorio no se encuentra diseñado para perforar, sin embargo está constituido en dos piezas cuya parte inferior es similar a la cabeza rotatoria. La cabeza rotatoria está provista de un dispositivo donde se aloja el empaque, el cual se acopla a la flecha de perforación y se baja para conectarse a la parte inferior de la cabeza. Fundamentalmente se usa en los casos siguientes:  

Para perforar con fluidos ligeros de gas, aceite o agua salada. Para perforar con aire o agua aireada.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 199

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 200 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Estos accesorios no se deben considerar como sustitutos del preventor anular, sino como complemento de preventores y generalmente se coloca en la parte superior del preventor anular. La figura muestra las partes que constituyen este componente. Nota: La cabeza rotatoria para alta presión.

CABEZA ROTATORIA

13.12 SISTEMA ROTATORIO DE PERFORACIÓN (TOP DRIVE DRILLING SYSTEMS) La unidad rotatoria en superficie puede ser instalada en equipos de perforación o de reacondicionamiento de pozos. Utilizada principalmente cuando se está perforando y efectuando movimientos de tuberías. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 200

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 201 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

El sistema Top Drive representa la aportación de la tecnología petrolera para contribuir a optimizar las operaciones de perforación. Su sistema de rotación constante ascendente y descendente, elimina y sustituye por completo el uso de la flecha con su buje impulsor para conectarse a la sarta de perforación. El sistema rotatorio opera directamente por el impulso que recibe de un motor eléctrico de corriente continua (CC), de corriente alterna (CA) o motor hidráulico. Se utiliza un elevador de tubería convencional para levantar o bajar cada “lingada” de tubería durante los movimientos ordinarios o bajo condiciones de presión del pozo. Durante la perforación o cuando surge un brote, el sistema Top Drive optimiza en tiempo un margen de maniobra rápida y oportuna. El elemento rotante no se demora más que unos cuantos segundos para su instalación. El perforador puede colocar las cuñas, enroscar el tramo o lingada en la sarta de trabajo, rotar y apretar la conexión sin demora alguna. Utilizando este sistema, el cierre del pozo por la TP ya no dependerá de la cuadrilla de perforación. Así también son reducidos los riesgos en cerca de dos tercios de las conexiones. Paralelamente son disminuidos los peligros en el piso de perforación, donde solamente estará girando la tubería (ahora ya sin movimientos en el buje de la flecha ni la mesa rotatoria). CARACTERISTICAS DE OPERACION   



En las operaciones de perforación bajo balance tiene mayor eficiencia. Utilizando este sistema de rotación, puede perforarse continuamente una sección de 27.5 m (90 pies). En pozos direccionales mantienen el rumbo de orientación por arriba de 27.5 m constante, reduciendo tiempos y un mejor control en la desviación del pozo, (direccional) Durante los viajes de tubería, repasa los metros perforados rotando y circulando la sarta de perforación, en cuestión de minutos.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 201

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 202 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Vista General típico del TDS-4S Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 202

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 203 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Conjunto de caja de motor TDS-4S y unión giratoria

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 203

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 204 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 11.- EQUIPO DE SUPERFICIE 1.- CONJUNTO DEL ARBOL DE NAVIDAD Los componentes de un árbol de navidad forman parte del equipo de superficie, los cuales conforme avanzan las etapas de la perforación de un pozo se van instalando por secciones de acuerdo a los requerimientos de cada TR programada, hasta llegar a la introducción del aparejo con la tubería de producción. Un árbol de “Navidad” está compuesto de: cabezales, carretes de TR con colgadores y sellos secundarios: bridas empacadoras (de doble sello y cruce de presiones); cabezal de producción con colgador de TP; carrete adaptador con medio árbol de válvulas; cruz o tee de flujo, válvulas de compuerta manuales y de apertura hidroneumática, porta estranguladores, anillos API, birlos con tuercas. FUNCION: Una vez instalados y probados todos los componentes permitirán manejar con seguridad las presiones de flujo del pozo, que se presenten durante la terminación y producción del mismo. El diseño y fabricación de los árboles de válvulas está regido por la Norma API-6A, 16a Edición del Instituto Americano del Petróleo. Son construidos de acero forjado, con aleaciones para ambientes amargos, diferentes rangos de tamaño y presión de trabajo, en relación a los siguientes factores: a) b) c) d) e)

El programa de tuberías de revestimiento La presión de trabajo de los componentes El tipo de terminación y temperatura en superficie Las características de hidrocarburos que aportará el pozo Condiciones ambientales (áreas terrestres, lacustre o marina)

Todos los componentes de un árbol de válvulas son fabricados por las compañías CAMERON, FIP (Fábrica de Implementos Petroleros), EPN-ARVAL (Equipos Petroleros Nacionales), FMC (Food Maquinery Company); etc; ofreciendo en cada unidad o ensamble ciertas características que se describen a continuación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 204

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 205 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

ARBOL DE NAVIDAD CON SUS COMPONENTES

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 205

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 206 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

ARBOL DE NAVIDAD CON SUS COMPONENTES Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 206

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 207 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

COMPONENTES DE UN ARBOL DE NAVIDAD 1. Cabezal de tubería de revestimiento Esta unidad cumple varias funciones: La parte inferior puede ser soldable o con rosca para servir de enlace a la TR superficial. La brida superior sirve de base para el carrete de TR, o para instalar el arreglo de preventores o una brida empacadora. En el interior de la brida tiene un tazón o nido (recto o cónico) donde se alojan las cuñas de la TR siguiente. Las salidas laterales son de brida con ranura para anillos empacadores API y orificios para birlos con tuercas. Tiene una rosca interior para insertar y remover tapones ciegos o válvulas de contrapresión para sustituir una válvula de compuerta dañada.

CABEZAL DE TR

2. Carrete para tuberías de revestimiento Por dentro de la brida inferior tiene una preparación para recibir la boca de la TR intermedia y sus sellos secundarios. En el interior de la brida superior (tazón recto o cónico) acepta las cuñas que sostendrán la siguiente TR. Las salidas laterales son de bridas con ranuras para anillos API y orificios para birlos con tuercas. También tienen preparación para tapón ciego o válvula de contrapresión para sustituir una válvula de compuerta dañada. Cada cabezal y carrete de TR tiene instalado en sus salidas laterales una o dos válvulas de compuerta para el control de los espacios anulares de las tuberías de revestimiento.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 207

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 208 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

CARRETE DE TR

3. Cabezal de tubería de producción Estos ensambles se surten para varios tamaños y presiones de trabajos. Sirve de enlace entre un cabezal o carrete de TR y el medio árbol de válvulas o para instalar el arreglo de preventores por su brida superior. Dentro de la brida inferior recibe el conjunto de sellos secundarios que circunda la última tubería de revestimiento que llegue hasta la superficie. Alrededor de la brida superior tiene los presioneros (yugos) que sujetan al colgador de TP. Además cuentan con salidas laterales con ranuras para anillos API y birlos con tuercas.

CABEZAL DE TP

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 208

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 209 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

4. Bolas colgadoras y envolventes Se alojan en el “nido” del cabezal de TP. Es colgadora cuando sostiene la sarta de producción y es envolvente cuando circunda la sarta de TP y se utiliza un niple o colgador de TP el cual se enrosca o aloja en el carrete adaptador-colgador del medio árbol de válvulas. Los elementos de sellos de las bolas (una vez instaladas) se activan con los yugos.

Colgador de la tubería de producción 5. Carrete adaptador colgador Es parte del medio árbol de válvulas y aloja en su interior el cople o niple colgador. La conexión bridada inferior se enlaza al cabezal de producción, tiene un orificio de prueba lateral para el anillo metálico API, el niple colgador y bola envolvente. La conexión superior es bridada con ranura para anillo API, birlos con tuercas.

CARRETE COLGADOR FIP Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 209

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 210 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

6. Niple o cople colgador Este componente proporciona el método más fuerte y seguro a prueba de fugas para suspender una sarta de producción. La TP puede trabajarse hacia arriba y abajo del punto final de suspensión, con el pozo en perfecto control, mientras se llevan a cabo las operaciones de terminación, incluyendo el anclaje del empacador y el cambio del fluido de control por un fluido empacador. En su interior tiene la preparación para insertar y remover válvulas tipo (H) de contrapresión, de doble vía o tapones ciegos.

COPLE COLGADOR FIP TIPO “FBO-2”

7. Árbol de válvulas La función de este conjunto es la de controlar el flujo y extracción de los hidrocarburos cuando el pozo se encuentre en producción. Son surtidos para diferentes tipos de terminación, tamaños y presiones de trabajo. La mayor parte de sus componentes son intercambiables entre las distintas marcas que se tengan en el medio petrolero; exceptuando el carrete adaptador, niple o cople colgador y la brida adaptadora con preparación de cuello alargado. También hay medios árboles de válvulas dobles o múltiples de terminación. Para lo cual debe complementarse con el cabezal de TP con sus colgadores de tuberías respectivas.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 210

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 211 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Las curvas y tes se utilizan para desviar el flujo de los fluidos en la dirección y sentido que se quiera a través de las válvulas de compuerta. El bonete superior del árbol con rosca interior sirve para levantarlo con un tramo de tubería o bien a través de él, efectuar operaciones por el interior de la TP. Algunos ensambles tienen doble válvula maestra, la inferior se opera manualmente y la superior es de apertura hidroneumática; siempre deberá tenerse de respaldo la maestra inferior. Las válvulas laterales del medio árbol sirven de conducto de los hidrocarburos por medio de los porta estranguladores hacia las líneas de escurrimiento y separadores de grupo o baterías de recolección.

ARBOL DE VÁLVULAS Y ACCESORIOS

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 211

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 212 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

2.- SISTEMAS DE SEGURIDAD EN SUPERFICIE Debido a las condiciones existentes en cuanto a los volúmenes de producción que aportan los pozos, las presiones que registran y los riesgos dentro de las instalaciones petroleras, éstas deben mantenerse en óptimas condiciones de seguridad. Por esta razón se tienen cuatro premisas que siempre se consideran para todos los casos:    

La seguridad al personal La preservación al entorno ecológico terrestre y marino Prevención en la pérdida de recursos naturales no renovables Protección a las enormes inversiones de capital

La utilización de los dispositivos y sistemas de seguridad en las ubicaciones en tierra y plataforma marinas, es una de las inversiones más importantes que tienen como objetivo garantizar la protección adecuada al personal y a las instalaciones. Para cumplir lo anterior, se diseñan los sistemas de seguridad de acuerdo a los requerimientos específicos del pozo, del campo, de la localización terrestre o plataforma costafuera. Un campo con pozos de aceite y gas ubicado en una región terrestre donde a su alrededor se tengan pocos habitantes, que los antecedentes registren ausencias de inundaciones o ciclones requieren de un sistema mínimo de seguridad. En estos campos, los pozos son protegidos por válvulas de seguridad subsuperficiales o superficiales, para evitar la posibilidad de un daño imprevisto, ya sea en las líneas a la salida del árbol de válvulas, líneas de recolección y transporte o en la batería de separación. Por lo que se recomienda usar por lo menos una válvula de seguridad en la superficie. En cambio, en los campos y plataformas marinas, se consideran no sólo la probabilidad de tormentas, ciclones o huracanes, sino también algún accidente o daño a las instalaciones petroleras causadas por el golpe de embarcaciones y otros riesgos imprevistos. De ahí que en las plataformas del área marina se requieran tener los sistemas de seguridad más sofisticados y de acción inmediata. En las plataformas marinas se tienen instalados dos sistemas de seguridad para proteger los pozos. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 212

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 213 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

3.- INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIAL Básicamente son válvulas denominadas “de tormenta”, cada una de las cuales se introduce en cada aparejo de producción a 150 metros de profundidad aproximadamente. Operan hidráulicamente desde la superficie a través de un tubo de acero inoxidable con diámetro de ¼ pg conectado desde la válvula hasta un tablero general donde se encuentra su accionamiento para su operación y control.

DIAGRAMA INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUB-SUPERFICIAL

4.- INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUPERFICIAL Son válvulas de compuerta que operan neumáticamente y se integran en el cuerpo central y lateral del medio árbol de válvulas. Su accionamiento es controlado remotamente desde un Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 213

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 214 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

tablero general. Mientras el pozo está en producción, las válvulas se encuentran permanentemente abiertas al tener aplicada una presión y el cierre se activa cuando se presenta algún accidente o necesidad, depresionando su sistema desde el tablero general.

DIAGRAMA INSTALACION DE SEGURIDAD SUPERFICIAL

5.- DISPOSITIVOS QUE ACCIONAN LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD Los sistemas de seguridad se activan por medio de los siguientes dispositivos: 



Alta y baja presión en las líneas ubicadas en el módulo individual del tablero general el cual recibe una señal de presión que al aumentar o disminuir a un valor predeterminado se libera automáticamente la presión del sistema de válvulas superficiales, cerrándolas. Luego a través de un presurizante que mantiene un volumen y presión considerado, se libera progresivamente activando el cierre de las válvulas subsuperficiales en un lapso de 45 a 60 segundos. Por alta temperatura, en una red de tubería de diámetro reducido represionadas con un gas inerte o aire. Se instala en la parte superior de los pozos y estratégicamente a

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 214

Tipo de Documento: Código:



Manual Técnico de Capacitación Página: 215 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

lo largo de las líneas de explotación. Al ocurrir un siniestro y elevarse la temperatura a más de 100 °C (212 °F), se activa un fusible que libera la presión acumulada a través del tablero general, efectuando el cierre total de los pozos y cerrando también la válvula superficial de cada uno; transcurridos 45 a 60 segundos se cierran las válvulas de tormenta. Sistema cierre de emergencia. Estos dispositivos son válvulas de esfera interconectados en red de pequeño diámetro de tubería, represionados con gas inerte o aire. Se instalan estratégicamente en cada plataforma como es la oficina del Superintendente, el área de abandono, en el área de muelles, en el bote salvavidas. Su distribución es para que se activen en caso de urgencia o abandono del personal de la plataforma. Al accionarse los dispositivos liberan la presión acumulada a través del tablero general cerrando todas las válvulas superficiales de cada pozo y posteriormente en un tiempo de 45 a 60 segundos se cierran las válvulas de tormenta.

Para restablecer a condiciones normales los sistemas de seguridad se cuenta con personal altamente calificado y preparado de Ingeniería de Producción, para restituir la operación individual de cada pozo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 215

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 216 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 12.- APÉNDICE TABLA 1

A) TUBERÍAS 1. TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

DIMENSIONES, GRADOS REVESTIMIENTO DE pg

PESO lb/pie 15.10

D.I. pg 3.826

4 1/2" 16.60 16.80 17.10

3.754

15.00

4.408

18.00

4.276

20.00

6.049

24.00

5.921

5"

6 5/8"

Y

GRADO K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 J-55 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 H-40 J-55 J-55 N-80 C-95 J-55 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150

DATOS

DE

PRESIÓN INTERNA kg/cm² 507.74 692.25 738.02 947.88 1384.50 561.97 766.19 816.90 970.42 1123.94 1532.39 401.40 401.40 542.25 593.80 692.95 802.81 1094.36 490.84 664.22 697.88 828.87 969.15 1338.00 214.08 294.36 294.36 428.87 509.15 369.85 369.85 490.84 523.94 621.83 720.42 983.90

DESEMPEÑO

DE

LA

TUBERÍA

DE

COLAPSO RESISTENCIA DE TENSIÓN TON kg/cm² COPLE CORTO COPLE LARGO REFORZADO 536.61 100.90 731.69 104.54 780.28 110.00 115.90 1008.45 184.54 137.72 1275.35 181.81 588.73 109.54 802.81 135.90 866.33 142.72 1016.9 150.00 1177.46 178.63 1567.04 270.00 390.84 94.09 101.36 390.84 103.63 111.81 490.84 134.09 103.63 510.56 141.36 109.09 569.71 148.18 114.54 621.83 136.36 722.53 227.27 520.42 170.90 122.27 704.22 180.00 148.18 738.73 189.09 137.72 845.77 225.00 163.63 947.18 160.90 1187.32 292.72 177.46 83.63 209.15 111.36 120.90 209.15 121.36 136.36 245.07 178.18 269.71 321.12 142.12 154.54 164.54 321.12 155.45 169.09 220.90 392.25 205.90 232.72 405.63 218.63 442.95 526.36 290.90 472.52 291.35 517.60

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 216

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 217 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO “CONTINUACION” DE pg

PESO lb/pie 28

D.I. pg 5.791

32

6.094

29

6.124

35

6.004

29.70

6.875

33.70

6.765

39.00

6.625

6 5/8"

7"

7 5/8"

GRADO K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150

PRESIÓN INTERNA kg/cm² 428.87 581.65 620.42 736.61 863.52 1162.67 438.73 597.88 596.77 707.74 819.71 1195.77 396 478.73 574.64 682.39 790.14 1077.46 482.39 657.74 701.4 833.09 964.78 1314.08 454.22 485.21 576.05 666.90 909.15 382.39 521.12 566.33 576.23 764.78 1042.25 606.33 646.47 660.56 888.73 1212.67

COLAPSO RESISTENCIA DE TENSIÓN TON kg/cm² COPLE CORTO COPLE LARGO REFORZADO 434.5 187.72 551.4 250.9 228.18 575.35 266.36 197.72 647.86 302.27 252.27 714.08 355 268.63 854.22 343.63 454.92 209.54 579.88 287.72 261.36 605.63 305.45 220.45 685.21 449.09 289.09 757.74 407.72 344.63 916.9 417.27 380.98 192.87 476.05 319.54 237.27 494.36 339.09 202.45 580.7 387.72 262.27 599.29 425.72 311.81 690.14 367.27 511.97 232.27 683.8 319.54 286.45 716.9 339.09 244.54 819.71 387.72 315.46 916.19 452.72 375.18 1142.08 378.18 328.87 246.35 239.54 337.32 261.36 249.54 360.56 299.54 366.00 376.05 349.54 315.45 426.76 360.00 358.45 231.81 445.07 288.63 272.72 461.97 306.36 261.81 511.26 350.90 301.26 562.78 409.54 306.00 623.94 419.09 257.72 593.66 314.09 620.42 289.09 702.81 347.27 778.87 339.09 947.18 462.27

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 217

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 218 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 3 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO “CONTINUACION” DE pg

PESO lb/pie 43.50

D.I. pg 8.755

47.00

8.681

53.50

8.535

62.8

8.469

55.50

9.760

60.70

9.660

66.70

9.560

9 5/8"

9 7/8"

10 3/4"

GRADO K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 P-110 TAC-140 TRC-95 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 V-150

PRESIÓN INTERNA kg/cm² 306.33 417.60 445.77 528.87 612.67 835.21 332.29 453.52 463.80 573.94 664.78 906.33 383.80 523.23 558.45 662.67 767.60 1046.47 852.6 1085.7 736.4 311.97 425.35 454.22 539.43 623.94 851.40 343.66 468.3 500.00 594.00 687.32 937.32 375.35 571.26 545.77 647.88 750.00 1023.23

COLAPSO RESISTENCIA DE TENSIÓN TON kg/cm² COPLE CORTO COPLE LARGO REFORZADO 228.87 291.36 264.08 352.72 397.27 268.30 375.00 306.81 290.84 430.90 311.97 502.72 410.00 334.50 525.00 273.23 320.45 326.05 387.27 440.90 334.50 411.36 335.90 357.74 472.72 373.94 551.36 454.09 423.94 577.72 361.96 377.72 449.29 454.09 505.45 466.19 482.72 397.72 516.19 554.54 589.54 558.45 646.36 665.45 631.69 672.42 720.86 908.18 830.90 1155.78 652.40 784.28 233.80 377.72 278.16 383.18 526.36 283.09 406.81 397.72 302.81 469.09 326.05 546.81 692.27 354.92 292.95 401.36 353.52 592.27 363.38 422.27 391.97 608.18 560.00 412.67 716.81 461.97 346.47 401.36 428.16 667.27 443.66 422.27 489.43 527.46 689.09 645.90 586.61 826.36

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 218

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 219 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 4 TABLA DE REVESTIMIENTO “CONTINUACIÓN” DE pg

PESO lb/pie 65.00

D.I. pg 10.526

61.00

12.515

68.00

12.415

11 3/4"

13 3/8"

72.00

16"

12.347

66.00 75.00

15.250 15.124

84.00

15.010

109.00

14.688

94.00

19.124

106.50

19.00

133.00

18.73

20"

N-80 P-110 Q-125

PRESIÓN INTERNA kg/cm² 445.20 612.50 695.80

J-55 K-55 C-75 N-80 J-55 K-55 C-75 N-80 C-95 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 K-55 C-75 N-80 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55

217.60 217.60 297.18 316.90 242.95 242.95 331.69 363.52 420.42 260.56 354.92 378.87 450.00 521.12 115.49 185.21 185.21 209.85 209.85 278.16 378.87 404.22 107.74 148.59 148.59 169.71 169.71 215.49 215.49

GRADO

COLAPSO RESISTENCIA DE TENSIÓN TON kg/cm² COPLE CORTO COPLE LARGO REFORZADO 270.90 684.09 313.60 940.90 328.30 1069.090

108.45 108.45 116.9 117.60 137.32 137.32 156.33 159.85 164.08 157.04 182.39 188.02 198.53 202.81 47.18 71.83 71.83 99.29 99.29 180.28 209.85 216.9 36.61 36.61 36.61 54.22 54.22 105.63 105.63

270.45 287.72

288.63 306.36 350.90 409.54 444.54 472.72 547.72 637.27 199.54 322.72 341.81 371.36 398.18 536.81 681.36 724.54 264.09 366.36 374.54 415 436.36 541.81 569.54

440.00 231.81 272.72 261.81 301.26 306.00 458.18 640.90 482.27

278.09

412.27 434.09 480.45 505.9 627.27 660.45

637.27 725.45 914.54

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 219

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 220 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 5 GRADOS ESPECIALES DE TR ALTA RESISTENCIA Y AMBIENTES AMARGOS DE pg 4 1/2" 5" 5 1/2"

7"

7 5/8" 9 5/8" 10 3/4" 13 3/8" 16" 20"

PESO lb/pie 15.10 15.10 18.00 17.00 20.00 26.00 26.00 29.00 29.00 32.00 32.00 35.00 35.00 39.00 39.00 47.00 53.50 55.50 72.00 84.00 94.00

D.I. pg 3.826 3.826 4.267 4.892 4.778 6.276 6.276 6.184 6.184 6.094 6.094 6.004 6.004 6.004 6.625 8.681 8.535 9.76 12.347 15.01 19.124

DRIFT pg 3.701 3.701 4.151 4.767 4.653 6.151 6.151 6.059 6.059 5.969 5.969 5.879 5.879 6.500 6.500 8.525 8.379 9.604 12.191 14.822 18.936

TIPO ROSCA HDTS VAM TAC-1 HDSEU HDSEU HDSEU HDTS HDSEU HDTS HDSEU HDTS HDSEU HDTS HDSEU VAM HDSEU HDSFJ-P HDSFJ-P HDSFJ-P BUTTRESS BUTTRESS

CONEXIÓN DE pg 4.750 4.750 5.445 5.900 6.000 7.444 7.313 7.572 7.313 7.572 7.344 7.572 7.344 8.250 8.504 10.165 9.750 10.875 13.5625

DI pg 3.746 3.746 4.196 4.812 4.698 6.196 6.196 6.104 6.104 6.104 6.104 5.924 5.924 6.545 6.543 8.581 8.455 9.680 12.235

C-75 308,000 308,000

TENCIÓN EN lb N-80

442,000 551,000 673,000 531,000 757,000 610,000 640,000 640,000

870,000 881,000 1,219,000 1,326,000 1,480,000

673,000 957,000 673,000 1,011,000

919,000 927,000 1,284,000

RESISTENCIA TORSIÓN P-110 pie-lb 3,200 5,790 549,000 7,600 6,000 6,000 8,500 6,500 8,500 6,500 839,000 12,000 842,000 8,500 8,500 842,000 8,500 9,000 1,231,000 1,601,000 13,000 1,145,000 6,200 1,159,000 12,000 1,605,000 15,000

PRESION INT lb/pg² 9,839 9,830 13,940 7,250 9,190 6,790 6,790 7,650 7,650 12,460 12,460 9,960 9,960 9,180 12,620 9,440 7,930 6,450 6,390 2,980 2,410

COLAPSO lb/pg² 10,390 10,390 13,450 6,070 8,830 5,250 5,250 6,760 6,760 10,760 10,760 10,180 10,180 8,810 11,060 5,310 6,620 4,020 2,670 1,410 520

ROSCAS: HDTS = HYDRIL TRIPLE SELLO HDSEU = HYDRIL SUPER EU HDSFJ-P = HYDRIL SUPER FJ-P TAC-1 = TAMSA ALTO COLAPSO TRC = TAMSA RESISTENTE A LA CORROSIÓN TRC 95 HC = TAMSA RESISTENTE A LA CORROSIÓN ALTO COLAPSO

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 220

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 221 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 6 2. TUBERÍAS DE PERFORACIÓN

PROPIEDADES FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (NUEVA)

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 221

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 222 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 7 PROPIEDADES FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (NUEVA)

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 222

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 223 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 8 IDENTIFICACIÓN DE LAS TUBERÍAS DE PERFORACIÓN

CONEXIONES QUE SON INTERCAMBIABLES Y EQUIVALENTES

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 223

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 224 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 9 TUBERÍA DE PERFORACIÓN MEDIDA NOMINAL pg 2 3/8"

2 7/8"

3 1/2"

4"

4 1/2"

5"

PESO NOMINAL lb/pie 6.65 6.65 6.65 10.40 10.40 10.40 10.40 10.40 10.40 10.40 10.40 13.30 13.30 13.30 13.30 13.00 15.50 15.50 15.50 14.00 14.00 14.00 14.00 15.70 15.70 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 19.50 19.50 19.50 19.50 19.50 25.60 25.60 25.60 25.60 25.60 25.60 25.60

TIPO USEPT Y GRADO EUE E-75 EUE X-95 EUE G-105 IEU E-75 IEU E-75 EUE E-75 EUE E-75 EUE E-75 EUE X-95 EUE G-105 EUE S-105 IEU E-75 EUE E-75 EUE X-95 EUE G-105 EUE S-105 EUE E-75 EUE X-95 EUE G-105 IEU E-75 IEU E-75 EUE X-95 EUE G-105 EUE E-75 EUE X-95 IEU E-75 IEU E-75 IEU X-95 IEU G-105 IEU S-135 IEU E-75 EUE X-95 EUE G-105 EUE S-105 IEU E-75 IEU E-75 IEU X-95 IEU G-105 EUE E-75 EUE X-95 EUE G-105 EUE S-105 IEU E-75 IEU X-95 IEU G-105 IEU S-135 IEU S-135 IEU E-75 IEU E-75 IEU X-95 IEU X-95 IEU G-105 IEU G-105 IEU S-135

CONEXIÓN API

D. E. pg

D. I. pg

APRIETE pie-lb

NC26 (I.F.) NC26 (I.F.) NC26 (I.F.) NC26 (S.H.) 2 7/8" PAC NC31 (I.F.) O.H. SL-H90 NC31 (I.F.) NC31 (I.F.) NC31 (I.F.) NC31 (S.H.) NC38 (I.F.) NC38 (I.F.) NC38 (I.F.) NC38 (I.F.) NC38 (I.F.) NC38 (I.F.) NC38 (I.F.) NC40 (F.H.) S.H. NC40 (F.H.) NC40 (F.H.) NC40 (F.H.) NC40 (F.H.) F.H. NC46 (X.H.) NC46 (X.H.) NC46 (X.H.) NC46 (X.H.) NC50 (I.F.) NC50 (I.F.) NC50 (I.F.) NC50 (I.F.) F.H. NC46 (X.H.) NC46 (X.H.) NC46 (X.H.) NC50 (I.F.) NC50 (I.F.) NC50 (I.F.) NC50 (I.F.) NC50 (X.H.) NC50 (X.H.) NC50 (X.H.) NC50 (X.H.) 5 1/2" F.H. NC50 (X.H.) 5 1/2" F.H. NC50 (X.H.) 5 1/2" F.H. NC50 (X.H.) 5 1/2" F.H. 5 1/2" F.H.

3 3/8" 3 3/8" 3 3/8" 3 3/8" 3 1/8" 4 1/8" 3 7/8" 3 7/8" 4 1/8" 4 1/8" 4 3/8" 4 1/8" 4 3/4" 5" 5" 5" 5" 5" 5" 5 1/4" 4 5/8" 5 1/4" 5 1/2" 5 1/4" 5 3/8" 6" 6 1/4" 6 1/4" 6 1/4" 6 1/4" 6 3/8" 6 3/8" 6 3/8" 6 3/8" 6" 6 1/4" 6 1/4" 6 1/4" 6 3/8" 6 3/8" 6 3/8" 6 3/8" 6 3/8" 6 3/8" 6 1/2" 6 5/8" 7 1/4" 6 3/8" 7" 6 1/2" 7" 6 5/8" 7 1/4" 7 1/4"

1 3/4" 1 3/4" 1 3/4" 1 3/4" 1 1/2" 2 1/8" 2 5/32" 2 5/32" 2" 2" 1 5/8" 2 1/8" 2 11/16" 2 9/16" 2 7/16" 2 1/82 2 9/16" 2 7/16" 2 1/8" 2 13/16" 2 9/16" 2 11/16" 2 7/16" 2 11/16" 2 7/16" 3" 3 1/4" 3" 3" 2 3/4" 3 3/4" 3 3/4" 3 3/4" 3 1/2" 3" 3" 2 3/4" 2 1/2" 3 5/8" 3 1/2" 3 1/2" 2 7/8" 3 3/4" 3 1/2" 3 1/4" 2 3/4" 3 1/2" 3 1/2" 3 1/2" 3" 3 1/4" 2 3/4" 3 1/2" 3 1/4"

3,500 3500 3,500 3,500 3,500 5,900 4,500 5,700 6,600 6,600 8,500 6,000 9,100 10,200 11,100 13,300 10,200 11,100 13,300 11,800 7,700 12,700 15,100 12,800 15,000 17,400 17,000 19,800 19,800 22,500 18,900 18,900 18,900 22,400 17,400 19,800 22,500 24,800 20,600 22,400 22,400 30,400 18,900 22,400 25,800 31,800 36,300 22,400 31,500 28,600 31,500 31,800 36,300 38,900

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 224

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 225 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 10 ESPECIFICACIONES DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN DE pg

D.I. pg

CONEXIÓN A.P.I.

2 3/8"

1.815

NC-26 IF

PESO NOMINAL lb/pie kg/m 6.65 9.91

2 7/8"

2.151

NC-31 IF

10.40

15.50

2 7/8"

2.151

PH-6

10.40

15.50

3 1/2"

2.764

NC-38 IF

13.30

19.81

3 1/2"

2.602

NC-38 IF

15.50

23.09

PESO AJUSTADO kg/m 10.31 10.44 10.44 10.44 10.31 10.44 10.44 10.44 16.03 16.33 16.33 16.95 16.03 16.33 16.33 16.95 16.03 16.33 16.33 16.95 16.03 16.33 16.33 16.95 20.25 21.47 21.59 21.88 20.52 21.47 21.59 21.88 24.42 24.86 25.15 26.15 24.42 24.86 25.15 26.16

GRADO

CLASE

E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135

NUEVA NUEVA NUEVA NUEVA PREMIUM PREMIUM PREMIUM PREMIUM NUEVA NUEVA NUEVA NUEVA PREMIUM PREMIUM PREMIUM PREMIUM NUEVA NUEVA NUEVA NUEVA PREMIUM PREMIUM PREMIUM PREMIUM NUEVA NUEVA NUEVA NUEVA PREMIUM PREMIUM PREMIUM PREMIUM NUEVA NUEVA NUEVA NUEVA PREMIUM PREMIUM PREMIUM PREMIUM

LIMITE DE JUNTA TENSIÓN AL 90% D.E. D.I. kg pg pg 56,424 3 3/8" 1 3/4" 71,471 3 3/8" 1 3/4" 78,994 3 3/8" 1 3/4" 101,564 43,933 3 7/32" 1 3/4" 55,648 3 19/64" 1 3/4" 61,506 3 21/32" 1 3/4" 79,080 87,504 4 1/8" 2 1/2" 110,838 4 1/8" 2" 122,505 4 1/8" 2" 157,507 4 3/8" 1 5/8" 67,986 3 27/32" 2 1/8" 86,116 3 15/16" 2" 95,180 3 63/64" 2" 122,375 4 1/8" 1 5/8" 87,504 3 5/8" 2 1/8" 110,838 3 5/8" 2 1/8" 122,505 3 5/8" 2 1/8" 157,505 3 5/8" 2 1/8" 67,986 3 5/8" 2 1/8" 86,116 3 5/8" 2 1/8" 95,180 3 5/8" 2 1/8" 122,375 3 5/8" 2 1/8" 110,865 4 3/4" 2 11/16" 140,430 5" 2 9/16" 155,212 5" 2 7/16" 199,558 5" 2 1/8" 86,608 4 17/32" 2 11/16" 109,703 4 41/64" 2 9/16" 121,251 4 45/64" 2 7/16" 151,895 4 55/64" 2 1/8" 131,770 5" 2 9/16" 166,908 5" 2 7/16" 184,396 5" 2 1/8" 237,185 5" 2" 102,213 4 19/32" 2 9/16" 129,597 4 23/32" 2 7/16" 143,238 4 25/32" 2 1/8" 184,162 4 25/32" 2"

APRIETE

TORSIÓN

lb/pie 3,239 3,239 3,239

amps 193 193 193

2,431 3,080 3,404

145 183 203

5,935 6,597 6,597 8,472 4,495 5,690 6,294 8,092 5,625 5,625 5,625 5,625 5,625 5,625 5,625 5,625 9,054 10,163 11,106 13,011 7,212 9,135 10,096 12,981 10,163 11,106 13,011 13,011 8,204 10,392 11,486 11,486

353 392 392 504 267 339 374 482 335 335 335 335 335 335 335 335 539 546 661 774 429 544 600 773 605 661 774 774 488 619 684 684

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 225

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 226 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 11 3. TUBERÍAS EXPRESADA HEAVY-WEIHT

TUBERÍA DE TRABAJO PARED GRUESA (HEVY-WEIGT) CAPACIDADES Y DESPLAZAMIENTOS DIAMETRO

PESO

pg 3 1/2" 3 1/2" 4" 4 1/2" 5" 5 1/2" 6 5/8"

lb/pie 25.31 23.20 27.20 41.00 49.30 57.00 70.80

DIAMETRO INTERIOR pg 2 1/16 2 1/4 2 9/16 2 3/4 3 3 3/8 4 1/2

CONEXIÓN API pg 3 1/2 IF 3 1/2 IF 4 FH 4 IF 4 1/2 IF 5 1/2 FH 6 5/8 FH

APRIETE pie-lb 9900 9900 13250 21800 29400 33200 46900

CAPACIDAD lt/junta 20.03 23.85 34.82 35.45 42.13 53.26 93.81

DESPLAZAMIENTO

lt/m 2.19 2.60 3.80 3.85 4.58 5.78 10.22

lt/junta 43.88 40.22 47.70 71.23 85.70 100.17 124.02

lt/m 4.79 4.38 5.21 7.77 9.33 10.95 13.55

DATOS DE DIMENSIONES RANGO II

DIAMETRO pg

3 1/2 4 4 1/2 5

TUBERIA Dimensiones Propiedades Mecánicas Nominales de la Sección del Tubo Tubería D.I. Grosor Área Resistencia Resistencia Tipo y pg pared pg² a la tensión a la torsión tamaño de pg lb lb-pie conexión 2.06 0.719 6.28 345,400 19,575 NC38 (3 1/2 IF) 2.56 0.819 7.41 407,550 27,635 NC40 (4 FH) 2.75 0.875 9.965 548,075 40,725 NC46 (4 IF) 3.00 1.000 12.57 691,185 56,495 NC50 (4 1/2 IF)

JUNTA DE LA TUBERÍA Propiedades Mecánicas D. E. pg 4 3/4" 5 1/4" 6 1/4" 6 1/2"

D.I. pg

Resistencia Resistencia a la tensión a la torsión lb lb-pie 2 3/16" 748,750 17,575 2 11/16" 711,475 23,525 2 7/8" 1,024,500 38,800 3 1/8" 1,266,000 51,375

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 226

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 227 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 12 4. LASTRABARRENAS (DRILL-COLLARS)

PESO DE LASTRABARRENAS (DE ACERO) DE 30 PIES DE LONGUITUD DIAMETRO EXTERIOR

DIAMETRO INTERIOR EN PULGADS

pg 2 7/8" 3" 3 1/8" 3 1/4" 3 1/2" 3 3/4"

1" 19 21 22 26 30 35

1 1/4" 18 20 21 24 29 33

1 1/2" 16 18 20 22 27 32

1 3/4"

2"

2 1/4"

2 1/2" 2 13/16"

3"

3 1/4"

4" 4 1/8" 4 1/4" 4 1/2" 4 3/4"

40 43 46 51

39 41 44 50

37 39 42 48 54

35 37 40 46 52

32 35 38 43 50

29 32 65 41 47

44

5" 5 1/4" 5 1/2" 5 3/4"

61 68 75 82

59 65 73 80

56 63 70 78

53 60 67 75

50 57 64 72

6" 6 1/4" 6 1/2" 6 3/4"

90 98 107 116

88 96 105 114

85 94 102 111

83 91 99 108

7" 7 1/4" 7 1/2" 7 3/4"

125 134 144 154

123 132 142 152

120 130 139 150

8 8 1/4" 8 1/2"

165 176 187

163 174 185

9" 9 1/2" 9 3/4"

210 234 248

10"

3 1/2"

3 3/4"

4"

60 67

64

60

79 88 96 105

75 83 91 100

72 80 89 98

68 76 85 93

72 80 89

117 127 137 147

114 124 133 144

110 119 129 139

107 116 126 136

103 112 122 132

98 108 117 128

93 103 113 123

84 93 102 112

160 171 182

157 168 179

154 165 176

150 160 172

147 158 169

143 154 165

138 149 160

133 144 155

122 133 150

208 232 245

206 230 243

203 227 240

200 224 237

195 220 232

192 216 229

188 212 225

184 209 221

179 206 216

174 198 221

261

259

257

254

251

246

243

239

235

230

225

11"

317

315

313

310

307

302

299

295

291

286

281

12"

379

377

374

371

368

364

361

357

352

347

342

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 227

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 228 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 13 PESO DE LASTRABARRENAS CON ESPIRAL EN LIBRAS POR TRAMO DE 30 PIES

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 228

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 229 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 14 5. TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN

DIMENSIONES Y PROPOEDADES MINIMAS DE DESEMPEÑO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCION

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 229

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 230 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 15 DIMENSIONES Y PROPIEDADES MINIMAS DE DESEMPEÑO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 230

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 231 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 16 6. TUBERÍA MARCARON

TUBERÍA DE PERFORACIÓN DE DIÁMETRO PEQUEÑO (MARCARON) SLIM LINE

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 231

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 232 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 17 7. TUBERÍAS LAVADORA

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 232

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 233 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 18 8. TUBERÍAS FLEXIBLES DATOS DE TUBERÍA FLEXIBLE

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 233

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 234 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 19 DATOS DE TUBERÍA FLEXIBLE

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 234

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 235 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 20

B) TABLAS DE CAPACIDADES Y GASTOS 9. EN AGUJERO ABIERTO

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 235

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 236 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 21 10. EN LASTRABARRENAS (DRILL COLLARS)

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 236

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 237 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 22 11. EN TUBERÍAS DE PERFORACIÓN

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 237

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 238 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 23 CAPACIDADES Y DESPLAZAMIENTOS

Tubería de Perforación Grado “E” Rango 2

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 238

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 239 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 24 12. GASTO DE BOMBAS TRIPLEX DE SIMPLE ACCIÓN

TABLA 24

GASTO DE BOMBAS TRIPLEX DE SIMPLE ACCION

Q = GASTO O VELOCIDAD DE BOMBEO Q = 0.0386 x L x D2 = LT/EMB Q = 0.0102 x L x D2 = GAL/EMB

L = CARRERA (pg) D = DIÁMETRO DEL VASTAGO (pg)

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 239

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 240 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 25 13. GASTO DE BOMBA DUPLEX DOBLE ACCION

GASTO DE BOMBA DUPLEX DOBLE ACCION AL 90% EFICIENCIA VOLUMÉTRICA

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 240

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 241 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 26

C) TABLAS DE MISCELÁNEAS 14. FORMULARIO BÁSICO NIVEL FUNDAMENTAL

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 241

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 242 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

15. FORMULAS PRÁCTICAS (NO CIENTÍFICAS)

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 242

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 243 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 243

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 244 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 244

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 245 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 245

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 246 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 246

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 247 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 247

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 248 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 248

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 249 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 249

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 250 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 250

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 251 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 251

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 252 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 252

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 253 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 253

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 254 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 254

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 255 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 28 16. FACTORES DE CONVERSION

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 255

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 256 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 29 FACTORES DE CONVERSIÓN

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 256

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 257 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 30 FACTORES DE CONVERSIÓN

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 257

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 258 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 31 FACTORS DE CONVERSIÓN

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 258

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 259 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 32 FACTORES DE CONVERSIÓN

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 259

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 260 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 33 FACTORES DE CONVERSIÓN

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 260

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 261 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 34 17. GRADIENTES DE FLUIDOS

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 261

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 262 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 35 GRADIENTES DE FLUIDOS

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 262

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 263 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 36 PESOS ESPECIFICOS DE MATERIALES

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 263

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 264 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 37 18. PESOS ESPECIFICOS DE MATERIALES

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 264

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 265 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 38 19. MEDIDAS DE BRILOS Y ESPÁRRAGOS EN CONEXIONES BRIDADAS

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 265

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 266 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 39 20. VÁLVULAS

VÁLVULAS FLEX-SEAL “C”, “R” Y “S”

TAMAÑO NORMAL

ENLACE

pg 2 2 3

Rosca x Rosca

idem

idem

Brida x Brida

idem

idem

Rosca x Rosca

2,000

140

Brida x Brida

idem

idem

Rosca x Rosca

idem

idem

Brida x Brida

idem

idem

Rosca x Rosca

3,000

211

Brida x Brida

idem

idem

Rosca x Rosca

idem

idem

Brida x Brida

idem

idem

Rosca x Rosca

5,000

352

1/16

3 3

idem

1/8

2 2

67 - 100

idem

1/16

3 3

952.7 - 1422

Brida x Brida

1/8

2 2

Rosca x Rosca

1/16

3 3

kg/cm2

1/8

2 2

lb/pg2

1/16

3

PRESION DE TRABAJO

Brida x Brida

idem

idem

Rosca x Rosca

idem

idem

Brida x Brida

idem

idem

1/8

ANILLO

ORIFICIO

NUMERO DE BIRLOS

SELLO

DE PASO

Y DIMENSIONES

pg

pg

2 1/16

8 - 5/8 X 4 3/4

3 1/8

8 - 3/4 X 5 1/2

R o RX-23 R o RX-31

2 1/16 R o RX-23

2 1/16

8 - 5/8 X 5

3 1/8 R o RX-31

3 1/8

8 - 3/4 X 6 5/8

2 1/16 R o RX-24

2 1/16

8 - 7/8 X 5 1/2

3 1/8 R o RX-31

3 1/8

8 - 7/8 X 7 1/2

2 1/16 R o RX-24

2 1/16

8 - 7/8 X 5 1/2

3 1/8 R o RX-35

3 1/8

8 - 1 1/8 x 8

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 266

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 267 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 40 VÁLVULAS DE COMPUERTA CAMERON TIPO “F” ESPECIFICACIONES

TAMAÑO

ORIFICIO

PRESION DE

NUMEROS

MEDIDA

TIPO DE

NORMAL pg

DE PASO

TRABAJO

BIRLOS

BIRLOS

ANILLO Y

VUELTAS

pg

kg/cm2 lb/pg2

pg

NUMERO

ABRIR CERRAR

2

1 13/16

140 - 2,000

8

5/8 x 5

R o RX -23

12 1/2

2 1/16

2 1/16

140 - 2,000

8

5/8 x 5

R o RX -23

12 1/2

2 9/16

2 9/16

140 - 2,000

8

3/4 x 5 7/8

R o RX -23

15 1/4

3 1/8

3 1/8

140 - 2,000

8

3/4 x 6 5/8

R o RX -31

18 1/4

2

1 13/16

211 - 3,000

8

7/8 x 6 1/2

R o RX -24

12 1/4

2 1/16

2 1/16

211 - 3,000

8

7/8 x 6 1/2

R o RX -24

12 1/4

2 9/19

2 9/16

211 - 3,000

8

1 x 7 1/2

R o RX -27

15 1/4

3 1/8

NUMERO DE

3 1/8

211 - 3,000

8

7/8 x 7 1/2

R o RX -31

18 1/4

2

1 13/16

352 - 5,000

8

7/8 x 6 1/2

R o RX -24

12 1/2

2 1/16

2 1/16

352 - 5,000

8

7/8 x 6 1/2

R o RX -24

12 1/2

2 9/16

2 9/16

352 - 5,000

8

1 x 7 1/2

R o RX -27

15 1/4

3 1/8

3 1/8

352 - 5,000

8

1 1/8 x 8

R o RX -35

18 1/4

1 13/19

1 13/16

703 - 10,000

8

3/4 x 5 3/4

BX- 151

12 1/2

2 1/16

2 1/16

703 - 10,000

8

3/4 x 6 1/4

BX- 152

12 1/2

2 9/16

2 9/16

703 - 10,000

8

7/8 x 7 1/4

BX- 153

15 1/4

3 1/16

3 1/16

703 - 10,000

8

1 x 8 1/2

BX- 154

18 1/4

1 13/16

1 13/16

1,055 - 15,000

8

7/8 x 8 5/16

BX- 151

12 1/2

2 1/16

2 1/16

1,055 - 15,000

8

7/8 6 7/4

BX- 152

12 1/2

2 9/16

2 9/16

1,055 - 15,000

8

1 x 7 1/5

BX- 153

15

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 267

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 268 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 41 VÁLVULAS DE COMPUETA EPN-GRAY ESPECIFICACIONES

TAMAÑO

ORIFICIO

PRESION DE

PRESION DE

NUMEROS

MEDIDA

TIPO DE

NUMERO DE

NORMAL

DE PASO

TRABAJO

PRUEBA

BIRLOS

BIRLOS

ANILLO Y

VUELTAS

pg

pg

kg/cm2 lb/pg2

kg/cm2 lb/pg2

pg

NUMERO

ABRIR CERRAR

1 13/15

1 13/15

1,055 - 15,000

1,582 - 22,500

8

7/8/ x 6 5/16

BX - 151

15

1 13/15

1 13/15

703 - 10,000

1,055 - 15,000

8

3/4 x 5 3/4

BX - 151

15

2

1/16

2

1/16

352 - 5,000

703 - 10,000

8

7/8 x 6 1/2

Ro RX-24

15

2

1/16

2

1/16

211 - 3,000

422 - 6,000

8

7/8 x 6 1/2

Ro RX-24

15

2

1/15

2

1/15

211 - 3,000

422 - 6,000

8

7/6 x 6 1/2

Ro RX-24

15

2

1/16

2

1/16

352 - 5,000

703 - 10,000

8

7/5 x 6 1/2

Ro RX-24

15

2

1/16

2

1/16

703 - 10,000

1,055 - 15,000

8

3/4 x 6 1/4

BX - 152

15

2

9/16

2

9/16

211 - 3,000

422 - 6,000

8

1 x 7 1/2

Ro RX-27

15

2

9/16

2

9/16

703 - 10,000

1,055 - 15,000

8

7/8 x 7 1/4

BX - 153

15

3

1/8

3

1/8

211 - 3,000

422 - 6,000

8

7/8 x 7 1/2

Ro RX-31

22 1/2

3

1/8

3

1/8

352 - 5,000

703 - 10,000

8

1 1/8 x 8

Ro RX-35

22 1/2

3

1/15

3

1/15

703 - 10,000

1,055 -15,000

8

1 x 8 1/2

BX - 154

22 1/2

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 268

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 269 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

TABLA 42 VÁLVULAS DE PASO COMPLETO FIP ESPECIFICACIONES TA M A ÑO

ORIFICIO

P RESION DE

NUM EROS

M EDIDA

TIP O DE

NUM ERO DE

NORM A L

DE P A SO

TRA B A JO

B IRLOS

B IRLOS

A NILLO Y

VUELTA S

pg

pg

kg/cm2 lb/pg2

pg

NUM ERO

A B RIR CERRA R

2 1/16

2 1/16

140 - 2,000

8

5/8 4 1/2

R o RX - 23

13

2 1/16

2 1/16

211- 3,000

8

7/8 x 6

R o RX - 24

13

2 1/16

2 1/16

352 - 5,000

8

7/8 x 6

R o RX - 24

13

2 9/16

2 9/16

140 - 2,000

8

3/4 X 5

R o RX - 26

16

2 9/16

2 9/16

211- 3,000

8

1X 6 1/2

R o RX - 27

16

2 9/16

2 9/16

352 - 5,000

8

1X 6 1/2

R o RX - 27

16

3 1/8

3 1/8

140 - 2,000

8

3/4 x 5 1/4

R o RX - 31

20

3 1/8

3 1/8

211- 3,000

8

7/8 x 6

R o RX - 31

20

3 1/8

3 1/8

352 - 5,000

8

11/8 x 7 1/4

R o RX - 35

20

113/16

113/16

703 - 10,000

8

3/4 x 5

B X - 151

13

113/16

113/16

1055 - 15,000

8

7/8 x 5 1/2

B X - 151

13

2 1/16

2 1/16

703 -10,000

8

3/4 x 5 1/4

B X - 152

12

2 1/16

2 1/16

1055 - 15,000

8

7/8 x 6

B X - 152

12

3 1/16

3 1/16

703 -10,000

8

1X 6 3/4

B X - 154

17

3 1/16

3 1/16

1055 - 15,000

8

11/8 x 7 1/2

B X - 154

17

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 269

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 270 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 348 Primera

UNIDAD 13.- GLOSARIO GLOSARIO DE TERMINOLOGIA PARA EL CONTROL DE POZO

A AAPG - American Association of Petroleum Geologists: Asociación Norteamericana de Geólogos Petroleros. Abandonar (Abandon), v. Abandonar un pozo. Abatimiento (Drawdown), s.1. La diferencia entre la presión estática y la presión del flujo al fondo del agujero. 2. La distancia entre el nivel estático y el nivel de bombeo del fluido en el anular de un pozo durante el bombeo. Abrasión (Abrasion), s. Desgaste por fricción. Absorbente (Absorbent), s. También se conoce como aceite de absorción. Véase aceite de absorción. Absorción (Absorption), s. El proceso de succionar, incorporar e integrar como parte de un entero existente. Compárese con adsorción. Absorber (Absorb), v. 1. Atraer un cuerpo y retener entre sus moléculas las de otro en estado líquido o gaseoso. 2. Recuperar hidrocarburos líquidos de los gases naturales o de refinería en una planta de absorción de gas. El gas húmedo entra por el fondo del absorbedor y asciende a la parte superior, encontrando una corriente de aceite de absorción (un aceite ligero) que recorre hacia abajo sobre bandejas de casquetes de burbujeo, bandejas de válvulas o bandejas de tamizado. El aceite ligero elimina o absorbe, los hidrocarburos más pesados del gas húmedo. Véase bandejas de casquetes de burbujeo, bandejas de válvulas, bandeja de tamizado. Acampanado (Flaring), s. Un aparejo de tubería y quemadores que se usa para desechar (por la incineración) los vapores de combustibles superfluos. Generalmente está situado cerca de una refinería de gasolina. Acampanar (Flare), v. Desechar los vapores de combustibles superfluos por su incineración en el ambiente. Actualmente, rara vez se acampana por el alto valor del gas, así como los estrictos controles de la contaminación ambiental. Acidez (Acidity), s. La cualidad de ser ácido. La concentración ácida relativa de un líquido se mide por el pH. Un líquido con un pH menor a 7 es un ácido. Véase pH, valor de. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 270

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 271 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Acidificar (Acidize), v. Tratar con ácido la caliza petrolífera u otras formaciones para efectos de aumentar su producción. Se inyecta el ácido clorhídrico u otro ácido a presión dentro de la formación bajo presión. El ácido grava la piedra, ampliando los poros y pasajes a través de los cuáles fluyen los fluidos del yacimiento. El ácido se mantiene bajo un periodo de tiempo determinado y luego se bombea hacia afuera, el pozo se suabea y se reinicia la producción. Los inhibidores químicos combinados con el ácido evitan la corrosión de la tubería. Acido (Acid) s. Cualquier compuesto químico, un elemento del cual es el hidrógeno, que se disuelve en una solución para producir iones libres. Por ejemplo, el ácido clorhídrico, HCl, se disuelve en el agua para producir los iones H+ y los iones de cloro, CI -. Véase ion. Ácido sulfhídrico (Hydrogen sulfide), s. Un compuesto flamable, incoloro y gaseoso de hidrógeno y azufre (H2S), con olor a huevo podrido. Comúnmente se encuentra en el petróleo y causa el olor desagradable de las fracciones de petróleo. Es sumamente corrosivo y tóxico; causa daños a la piel, los ojos, las vías respiratorias y los pulmones. Ataca y paraliza el sistema nervioso central, en especial aquella parte que controla los pulmones y el corazón. También se conoce como gas hepático o hidrógeno sulfurado. Acondicionamiento del lodo (Mud conditioning), s. El tratamiento y control del lodo de perforación para asegurar que tenga las propiedades adecuadas. El acondicionamiento podrá incluir el uso de aditivos, la eliminación de la arena u otros sólidos, la eliminación del gas, la añadidura del agua y demás medidas para preparar el lodo para las condiciones encontradas en un pozo específico. Acuífero (Aquifer), s. 1. Una roca que contiene agua. 2. Aquella parte de un yacimiento impulsado por agua que contiene el agua. Acumulador (Accumulator), s. 1. Un recipiente o tanque que recibe y almacena provisionalmente un líquido que se utiliza en proceso continuo de una planta de gas. Véase acumulador de condensado. 2. En un equipo de perforación, es el dispositivo de almacenamiento de los fluidos hidráulicos presurizados con nitrógeno, empleado para cerrar los preventores. Véase unidad de control de preventores. Acumular (Accumulate), v. Almacenar o acopiar. Cuando el aceite y el gas migran dentro de formaciones porosas, la cantidad reunida se conoce como acumulación. Adaptador de TR (Casing adapter), s. Un niple de combinación, usualmente biselado, que se instala al principio de una cadena de tubería que no extienda hasta la superficie. Impide el atoramiento de cadenas de tubería de diámetro menor o de herramientas, en el extremo de columna cuando sea introducida al pozo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 271

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 272 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Achicador (Bailer), s. Un recipiente cilíndrico largo, ajustado con una válvula en su extremo inferior, que se utiliza para sacar agua, arena, lodo, los cortes de perforación o el aceite de un pozo. Aditivo (Additive), s. 1. En general una substancia añadida en pequeñas cantidades a una mayor cantidad de otra substancia para cambiar alguna característica de la última. En la industria petrolera se utilizan aditivos en los aceites lubricantes, combustibles, lodos de perforación y cemento para revestimiento. 2. En la cementación, es una substancia agregada al cemento para cambiar las características del cemento para reunir condiciones específicas en el pozo. Un aditivo para cemento podrá servir como acelerador, retardante, dispersante u otro tipo de reactor. Aditivo para lodos (Mud additive), s. Cualquier material que se añade a los fluidos de perforación para cambiar algunas de sus características o propiedades. Aditivos contra la pérdida del flujo (Fluid-loss additives), s. Compuestos añadidos a la lechada de cemento o el lodo de perforación para evitar o mitigar la pérdida del fluido. Aflojar (Slack off), s. Bajar una o aliviar la tensión en un cable. Un perforador alivia la tensión para aplicar peso adicional en la barrena. Agente de apoyo (Propping agent), s. Una substancia granular (granos de arena, granos gruesos de aluminio, u otro material) llevada en suspensión por el fluido fracturador y sirva para mantener las grietas abiertas mientras se retira el fluido fracturador después de terminado un tratamiento de fractura. Agente diluyente (Thinning agent), s. Una substancia química especial o combinación química que, al añadirse al lodo de perforación, reduce su viscosidad. Agente separador (Sequestering agent), s. Una substancia química que se usa con algún ácido en el tratamiento de pozos para inhibir la precipitación de los hidróxidos no solubles del hierro, que se forman cuando el ácido hace contacto con costras o con sales y óxidos de hierro como los encontrados en los productos de la corrosión en la TR. Agotar (Deplete), v. Acabar una existencia. Se agota un yacimiento de petróleo y gas cuando se hayan producido todos o casi todos los hidrocarburos que puedan ser explotados rentablemente. Agregados para cemento (Cement additive), s. Materiales que se añaden al cemento para cambiar sus propiedades. Unos agregados comunes son los aceleradores químicos, los retardantes químicos y los materiales reductores del peso. Véase materiales de cementación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 272

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 273 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Agujero (Borehole), s. El agujero del pozo; el agujero formado por la perforación o barrenado. Véase agujero del pozo. Agujero descubierto (Open hole), s. 1. Cualquier agujero de pozo en el que no se haya colocado TR; 2. Un agujero abierto o con TR en el que no se haya suspendido tubería de perforación o de trabajo. 3. Aquella parte del agujero que no tenga TR. Agujero direccional (Directional hole), s. Un agujero de pozo, intencionalmente perforado en un ángulo desviado de lo vertical. Véase perforación direccional. Agujero revestido (Cased hole), s. Un barreno en el cual se haya colocado una TR. Véase TR Agujero de luna (Moon pool), s. Un agujero o pozo redondo con paredes en el casco de una embarcación perforadora (gen. en el centro), a través del cual pasa el conjunto de perforación y demás conjuntos mientras se perfora o termina un pozo o mientras se abandona desde la embarcación perforadora. Agujero perdido (Lost hole), s. Un pozo que ya no se pueda perforar o producir, por reventón, trabajo infructuoso de pesca de piezas perdidas, etc. Agujero del pozo (Wellbore), s. Un agujero de perforación. El agujero formado por la barrena. Un agujero del pozo podrá tener TR o podrá ser descubierto (sin TR), o bien una parte podrá tener TR y otra parte podrá estar al descubierto. También se llama agujero de barreno o agujero. Agujero vertical (Straight hole), s. Agujero que es perforado en sentido vertical. El ángulo total del agujero es restringido y el agujero no cambia bruscamente de orientación - no más de 3° por cada 100 pies (30.48 m.) del agujero. Alarma (Alarm), s. Un dispositivo de advertencia, que se activa por la presencia de condiciones anormales en una máquina o sistema. Por ejemplo, una alarma de bajo nivel de agua automáticamente advierte cuando el nivel de agua de un recipiente cae debajo de su mínimo predeterminado. En las plataformas marinas se utilizan las alarmas para alertar al personal de las condiciones peligrosas o anormales, tales como la proximidad de un huracán. Alcalinidad (Alkalinity), s. La potencia combinatoria de una base, o alcalino, se mide por el número de equivalentes de un ácido con los cuales reacciona para formar una sal. Medida por el pH, la alcalinidad la posee cualquier solución con un pH mayor a 7. Véase Valor del pH. Almidón (Starch), s. Un carbohidrato complejo que a veces se añade a los fluidos de perforación para mitigar las pérdidas por la filtración. Alternador (Alternator), s. Un generador eléctrico que produce corriente alterna. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 273

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 274 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

American Petroleum Institute (API), s. Instituto Norteamericano del Petróleo, fundado en 1920, es una organización nacional para el comercio del petrolero; es la principal organización normativa para los equipos de perforación y producción de equipos en los campos petroleros. Cuenta con departamentos de transporte, refinación y mercadotecnia en Washington, D. C., y un departamento de producción en Dallas. adj. (jerga) se utiliza para indicar que un trabajo se ha hecho correctamente (como en “Su trabajo es estrictamente A-P-I.”) American Society for Testing and Materials (ASTM), s. La Sociedad Norteamericana para Pruebas y Materiales, ubicada en Filadelfia, establece los lineamientos para las pruebas y usos de equipos y materiales. Amina (Amine), s. Uno de tantos compuestos que se usan en el tratamiento de gas natural. Las aminas se usan generalmente en las soluciones acuosas para eliminar el sulfuro de hidrógeno y el bióxido de carbono de las corrientes de gases o líquidos. Amortiguador (Dampener), s. Dispositivo dentro de unos ganchos que amortigua los impactos de las sacudidas de la tubería cuando se recoja. Amortiguador de la pulsación (Pulsation dampener), s. Cualquier aparato con cámara cargada con gas o líquido que mitigue los incrementos y decrementos periódicos en la presión (tales como de una bomba de lodo.) Amperímetro (Ammeter), s. Un instrumento que se utiliza para medir la corriente eléctrica en amperios. Amperio (Amper), s. La unidad fundamental de la corriente eléctrica. El símbolo para el amperio es “A”. Ancla (Anchor), s. Cualquier dispositivo que sujeta o fija los equipos. En los equipos agujero abajo, el término frecuentemente se refiere al tubo de fondo. En la perforación marítima, las embarcaciones flotantes de perforación usan a menudo grandes anclas metálicas como las anclas de embarcaciones para sujetarlas sobre los sitios de perforación. Angulo de deflexión (Angle of deflection), s. En perforación direccional el ángulo, expresado en grados, al cual se desvía un pozo de la vertical por medio de un desviador u otra herramienta deflectora. Angulo de desviación (Angle of deviation), s. También se conoce como ángulo de deriva. Véase desviación. Angulo de deriva (Angle of drift), s. También se conoce como ángulo de desviación. Véase desviación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 274

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 275 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Anular (Annulus), s. También conocido como espacio anular. Véase espacio anular. Aparejo de motogenerador (Moto-generator rig), s. Un aparejo de perforación, impulsado por motores eléctricos cuya corriente es suministrada por generadores operados por máquinas en la plataforma. Aparejo motorizado, s. También se conoce como aparejo mecánico. Véase aparejo mecánico. Apartado (Set back), v. Colocar lingadas de tubería de perforación y collares de perforación en la posición vertical, hacia un lado de la mesa rotativa en la torre o mástil de un equipo de perforación o reparación. API. Abreviatura de American Petroleum Institute- Instituto Petrolero de los Estados Unidos. Apilar un aparejo (Stack a rig), v. Guardar un aparejo de perforación al terminar un trabajo, cuando se habrá de retirar el aparejo de la operación durante cierto tiempo. Apoyador (Propper), s. También se llama agente de apoyo. Véase agente de apoyo. Apoyar revestimiento (Land casing), s. Instalar el revestimiento de manera tal que sea apoyada en las cuñas dentro del cabezal. La TR generalmente se coloca en el cabezal en exactamente la posición en la que estaba colgada cuando el tapón de cemento alcanzó su punto más bajo. Apriete rotativo (Spin-up), s. La rotación rápida del vástago de perforación cuando se une una sección de tubería con otra. Arbol de Navidad (Christmas tree), s. Las válvulas de control, manómetros y estranguladores agrupados en la parte superior de un pozo para controlar el flujo del petróleo y gas cuando el pozo haya sido perforado y terminado. Arcilla (Clay), s. Un material fino y cristalino, integrando silicatos hidrosos, formada principalmente por la descomposición de rocas feldespáticas. Arena (Sand), s. 1. Un material abrasivo que integra pequeños gramos de cuarzo, formados de la desintegración de las rocas que antes existían. La arena consiste en partículas menores de 2 mm. Y mayores que 1/16” de diámetro; 2. Arenisca Arenisca (Sandstone), s. Una roca sedimentaria de detrito, integrando granos individuales de arena (gen. el cuarzo) cementados unos a otros por la sílice, el carbonato de calcio, óxido de hierro etc. La arenisca es una roca común en la que se acumulan el petróleo y el agua.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 275

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 276 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Ariete (Ram), s. El componente de cierre y sellado de un preventor. Uno de tres tipos - ciego, de tubo o cortante - podrá ser instalado en varios preventores estibados sobre el agujero. Al cerrarse, los arietes ciegos forman un sello sobre un agujero sin tubería; los arietes de tubo, al cerrarse, se sellan alrededor del tubo; los arietes de corte cizallan la tubería de perforación antes de formar el sello. Ariete ciego (Blind ram), s. Un componente integral de un preventor, que sirve como elemento de cierre en un agujero abierto. Sus extremos no circundan la tubería de perforación, sino se sellan uno contra el otro y cierran completamente el espacio que está debajo. Véase ariete. Ariete de corte (Shear ram), s. Los componentes en un preventor que cortan, o cizallan, a través de la tubería de perforación y forman un sello contra la presión del pozo. Se usan los arietes de corte en las operaciones móviles de la perforación marina, como medio rápido de retirar la plataforma del agujero cuando no haya tiempo para sacar la tubería de perforación del agujero. Ariete de tubería (Pipe ram), s. Un componente sellador de un preventor que cierra el espacio anular entre la tubería y el preventor o el cabezal del pozo. Armazón “A” (A-frame), s. 1. Una torre o grúa en la forma de la letra “A”, que se usa para manejar cargas pesadas. 2. Una estructura abierta en la forma de “A”, que forme el componente estacionario y de apoyo de un aparejo acodillable, al que esté sujetada el mástil cuando esté en la posición vertical o de perforación. 3. La sección superior de una torre convencional, en la forma de la letra “A”, que se utiliza como apoyo en el izaje de tales objetos como el travesero portapoleas hacia el nivel del agua freática. Arpón (Spear), s. Herramienta de pesca que se usa para recuperar tubería de un pozo. El arpón es bajado por el agujero y dentro de la tubería perdida y cuando se aplica peso, torsión o ambos a la cadena a la que está sujetada el arpón, dilatan las cuñas del arpón y sujetan sólidamente la pared interior de la tubería perdida. Luego se izan a la superficie el cable, el arpón y la tubería perdida. Arpón del tubo de lavado del ancla (Anchor washpipe spear), s. Una herramienta de pesca, sujetada con cuñas al tubo de lavado de la ancla y desconecta del tubo cuando la herramienta haya enlazado la pieza perdida. Ofrece un medio de efectuar un lavado y recuperar una pieza perdida, atorada en el fondo, en un viaje redondo. Véase piezas perdidas y tubo de lavado. Arriba y hasta el fondo (Bottoms up), s. Un recorrido completo desde el fondo del agujero del pozo hasta la superficie. Articulación de bisagra (Knuckle joint), s. Una herramienta deflectora, instalada más arriba de la barrena en el vástago de perforación, con un arreglo de bola y cuenca que permite la deflexión angular de la herramienta. Se usa en la perforación direccional. Las articulaciones de bisagra son de utilidad en las Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 276

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 277 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

operaciones de busca de piezas perdidas, ya que la herramienta de pesca se puede desviar hacia un lado donde una pieza perdida haya llegado a descansar. Articulación de retroceso (Back off joint), s. Una sección de tubería con cuerda zurda y cuerda derecha convencional en el otro. En la colocación de una TR, se instala una articulación de retroceso para que la tubería de perforación sea desenlazada de la TR con una convencional rotación hacia la derecha. Articulación para tubería (Tool joint), s. Un elemento pesado de acoplamiento para la tubería de perforación, fabricado de acero de aleación especial. Las articulaciones para herramientas tienen cuerda gruesa y ahusillada y hombros de asiento, diseñados para sostener el peso del vástago de perforación, aguantar el esfuerzo de las frecuentes operaciones de conexión y desconexión, y formar un sello hermético. La sección masculino de la articulación, o el pasador, está sujetada a un extremo de una sección de tubería de perforación; la sección hembra, o caja, está sujetada al otro extremo. La articulación para herramienta podrá ser soldada, roscada o ambas cosas, al extremo de la tubería. Frecuentemente se aplica un revestimiento con metal duro en una franja alrededor de la articulación para la herramienta, para que resista la abrasión de las paredes del agujero. Artículos tubulares (Tubular goods), s., plural, Cualquier tipo de tubo; también se llaman tubulares. Los artículos tubulares para el campo petrolero incluyen la tubería de trabajo, la TR, la tubería de perforación y la tubería de conducción. Ascendente (Riser), s. Un tubo a través del cual asciende el líquido. Un tubo ascendente. Véase tubo ascendente. Asiento de la TR (Casing seat), s. La localización del fondo de una cadena de tubería cementada en un pozo. Típicamente, una zapata de la TR está instalada en el extremo de la TR en este punto. Astillar (Spall), v. Desprender astillas o costras. Atascamiento por presión diferencial (Differential-pressure sticking) s. Una condición en la que el vástago de perforación se atasca en la pared del agujero del pozo, porque una parte del vástago de perforación (por lo usual, los collares de perforación) se han incrustado en la costra de lodo. Las condiciones necesarias para el atascamiento por presión diferencial, o el atascamiento en la pared, son una formación permeable y una presión diferencial a través de una costra de lodo casi impermeable y el vástago de perforación. Véase presión diferencial. Atascamiento en la pared (Wall sticking), s. También se llama atascamiento por presión diferencial. Véase atascamiento por presión diferencial.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 277

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 278 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Atmósfera (Atmosphere), s. Una unidad de presión equivalente a la presión atmosférica al nivel del mar: 14.7 psi (101.325 kPa). Una atmósfera iguala a 14.7 psi o 101.325 kPa. Atapulguita (Attapulgite), s. Un mineral de arcilla fibrosa que sirve como substancia viscosificante, que se utiliza principalmente en los lodos de perforación base agua salina. Auxiliares (Auxiliries), s., pl. Equipos de una plataforma de perforación o de reparación que no son directamente indispensables en el proceso básico de hacer el agujero, como los equipos utilizados para generar energía eléctrica para el alumbrado en la plataforma o los equipos utilizados en mezclar el fluido de perforación. Si bien los auxiliares no son indispensables en el proceso de perforación, su presencia en la plataforma es con frecuencia necesaria si la perforación avanza satisfactoriamente. Ayudante en equipo rotativo (Rotary helper), s. Un trabajador en un aparejo de perforación o reparación, subordinado al perforador, cuya estación principal de trabajo es el piso de la plataforma. En las plataformas de perforación rotativa, hay un mínimo de dos y por lo general, tres o más ayudantes en equipo rotativo en cada equipo. A veces se llama ayudante de piso, estibador o aparejador. Azimut (Azimuth), s. 1. En perforación direccional, dícese de la orientación de la cara de la herramienta de desviación respecto al norte magnético, registrada por un instrumento de desviación. 2. Un arco en el horizonte medido a partir de un punto fijo (tal como el norte verdadero) y el círculo vertical que pasa a través del centro de un objeto.

B Balanza para lodo (Mud balance), s. Una báscula con balancín, que integra una copa y un brazo graduado que apoya un peso deslizadero y descansa sobre un fulcro. Se usa para determinar la densidad o el peso del lodo de perforación. Barita (Barite), s. Sulfato de bario, o BaSO4, un mineral usado frecuentemente para aumentar el peso o la densidad del lodo de perforación. Su gravedad específica o densidad relativa es de 4.2 (es decir, 4.2 veces más denso o pesado que el agua). Véase sulfato de bario y lodo. Barra perforadora (Sinker bar), s. Un peso o barra pesada que se instala en o cerca de una herramienta ligera con cable de acero. La barra imparte peso para que la herramienta baje correctamente dentro del pozo. Barrena (Bit), s., El elemento cortador o perforador que se usa en los pozos de petróleo y gas. La barrena consiste en un elemento de corte y un elemento de circulación. El elemento de circulación permite el pasaje del fluido de perforación, y utiliza la fuerza hidráulica de la corriente del fluido para mejorar la relación de la perforación. En la perforación rotativa, se unen varios collares de perforación al fondo de la columna de tubería de perforación, y la barrena está sujetada al extremo de la sarta de collares de perforación. La Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 278

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 279 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

mayoría de las barrenas que se usan en la perforación rotativa son barrenas tipo cono de rodillos; sin embargo, también se utilizan extensamente las barrenas de punta de diamante. Véase barrena de cono de rodillos y barrena de punta de diamante. Barrena de cono de rodillos (Roller cone bit), s. Una barrena de perforación que integre dos, tres o cuatro conos, o cortadores, instalados dentro de cojinetes extremadamente robustos. La superficie de cada cono comprende hileras de dientes de acero o hileras de insertos de carburo de tungsteno. Barrena estriada (Milled bit), s. También se conoce como barrena de dientes estriadas o barrena de dientes de acero. Véase barrena de dientes de acero. Barrena para roca (Rock bit), s. También se conoce como barrena de cono de rodillos. Véase Barrena de cono de rodillos. Barrena con toberas de chorro (Jet bit), s. Una barrena de perforación con toberas reemplazables, a través de las cuales se dirige el fluido de perforación, en una corriente de alta velocidad, hasta el fondo del agujero para mejorar la eficiencia de la barrena. Véase barrena. Barrena de perforación (Drill bit), s. El elemento de corte o perforación que se utiliza para la exploración. Véase barrena. Barrena piloto (Pilot bit), s. Una barrena instalada en un aparato especial, llamado abrehoyos que sirve para guiar el dispositivo dentro de un agujero, ya existente, que se habrá de abrir (ampliarse de diámetro). La barrena piloto simplemente guía, o dirige, los cortadores en el abrehoyos dentro del agujero existente para que los cortadores en el abrehoyos amplíen el agujero al diámetro deseado. Barril (Barrel), s. Una medida de volumen de los productos petroleros de los Estados Unidos. Un barril es equivalente a 42 galones americanos o 0.15899 metros cúbicos. Un metro cúbico es equivalente a 6.2897 barriles. Base (Base), s. Una substancia con la capacidad de reaccionar con un ácido para formar una sal. Una básica típica es el hidróxido de sodio (cáustico), con la fórmula química NaOH. Por ejemplo, el hidróxido de sodio se combina con el ácido clorhídrico para formar el cloruro de sodio (una sal) y agua. Esta reacción se expresa químicamente como:

Base guía permanente (Permanent guide base), s. Estructura sujetada e instalada junto con el pilote de la cimentación cuando se perfore un pozo desde una plataforma marina de perforación. Se asienta en la base guía provisional y sirve como caja para el cabezal del pozo. También se le sujetan cables guía para que los equipos (tales como los preventores) sean guiados a su lugar sobre el cabezal del pozo. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 279

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 280 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Base guía provisional (Temporary guide base), s. El equipo inicial que se baja al fondo del mar cuando se haya posicionado en el sitio la plataforma móvil de perforación marina. Sirve como ancla para los cables de guía y como cimentación para la base guía permanente. Tiene una abertura en el centro, a través de la cual pasa la barrena. También se conoce como plantilla. Bb./d., s., Abreviatura de Barriles/día. Bbl., s. Abreviatura de Barril Bcf (Billion cubic feet)., s. Abreviatura de mil millones de pies cúbicos Bcf/d., s. Abreviatura de mil millones de pies cúbicos diarios B/D., s., Barriles por día. BDC, s. , Abreviatura de Bentonita (Bentonita), s. Una arcilla coloidal, compuesta principalmente de montmorillonita que se hincha al mojarse. Debido a sus propiedades de gelatinación, la bentonita es un componente principal de los lodos de perforación. Véase gel y lodo. BHA (bottomhole Assembly), s., Abreviatura de Conjunto de Fondo del Pozo Bitácora (Record) , s. Un libro de registro que usan los ingenieros de las estaciones, despachadores y personal de medición para hacer apuntes acerca de los datos actualizados de la operación. Bomba (Pump), s. Un dispositivo que aumenta la presión del fluido, o la eleva a nivel mayor. Los diversos tipos de bombas incluyen la bomba de vaivén, la bomba centrífuga, la bomba rotativa, la bomba de chorro, la bomba con vástagos de succión, la bomba hidráulica, la bomba de lodo, la bomba sumergible y la bomba del fondo del agujero. Bomba dúplex (Duplex pump), s. Una bomba de vaivén con dos pistones o émbolos, que se utiliza extensamente como bomba de lodos en las plataformas de perforación. Bomba de fango (Slush pump), s. También se llama bomba de lodos. Véase bomba de lodos. Bomba de lodos (Mud pump), s. Una gran bomba de vaivén, de alta presión, que se usa para circular el lodo en una plataforma de perforación. La típica bomba de lodos es una bomba de dos cilindros y doble efecto, o tres cilindros y doble efecto, o tres cilindros y efecto sencillo, cuyos pistones recorren en las TR'S

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 280

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 281 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

reemplazables y son impulsados por un cigüeñal accionado por una máquina o motor. También se llaman bombas de fango. Bomba para pozo petrolero (Oilwell pump), s. Cualquier bomba, de uso terrestre o marino, que se use para elevar los fluidos desde el yacimiento hasta la superficie. Véase bombeo con vástago de succión y bombeo hidráulico. Bomba tríplex (Triplex pump), s. Una bomba de vaivén con tres pistones o émbolos. Bomba de la unidad de cierre (Closing unit pump), s. Término que se refiere a una bomba eléctrica o hidráulica en un acumulador que sirve para bombear el fluido hidráulico a los preventores a presión alta, para que los preventores sean abiertos o cerrados. Bomba de vaivén (Reciprocating pump), s. Bomba que consiste en un pistón que se mueve en vaivén, o hacia arriba y abajo dentro de un cilindro. El cilindro está equipado con válvulas de admisión (succión) y de descarga (salida). En la carrera de admisión, se abren las válvulas de succión y se aspira fluido dentro del cilindro. En la carrera de descarga, se cierran las válvulas de succión, se abren las válvulas de descarga y el fluido es expulsado del cilindro. BPD, s. Abreviatura de barriles por día. BFPH (Barrels of fluid per hour), s. Barriles de fluido por hora. Término empleado en los reportes de la perforación. BPH (Barrels per hour), s. Abreviatura de barriles por hora. Se usa en los reportes de perforación. Bitácora de la barrena (Bit record), s. Un reporte que enlista cada barrena ocupada durante las operaciones de perforación, el tipo de cada una, el número de pies perforados y el tipo de formación penetrada. “Black Magic” s., “Magia Negra”. Nombre comercial de un concentrado básico de lodo base aceite. Véase lodo base aceite. BLPD (Barrels of liquid per day), abreviatura de barriles de líquido cada día; por lo general se refiere a la producción total del petróleo y del agua de un pozo. BO, abreviatura de Barriles de Aceite (Barrels of oil). Se utiliza en los reportes de perforación. “Boiler house”, v. Literalmente, casa de calderas. (Jerga) Improvisar o falsificar un reporte.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 281

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 282 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

“Boll weevil”, s. Literalmente, gorgojo. (Jerga) Un trabajador inexperimentado en las plataformas o campos petroleros. A veces se expresa simplemente como weevil. Bomba de cemento (Cementing pump), s. Una bomba de alta presión que se usa para forzar el cemento por la TR y dentro del espacio anular entre la TR y la pared del agujero del pozo. Bomba Rotativa (Rotary pump), s. Una bomba que conduce el fluido por el desplazamiento positivo, usando un sistema de aletas rotativas, engranes o lóbulos. La bomba de paletas tiene aletas que se extienden en forma radial desde un elemento rotativo instalado en la TR. La bomba rotativa con engranes utiliza engranes o lóbulos con rotación en sentido contrario. Bomba de presión al fondo del agujero (Bottomhole pressure bomb), s. Una bomba que se utiliza para registrar la presión del pozo, en un punto frente a la de producción. Véase bomba. “BOP”, s. Abreviatura de Blowout Preventer (Preventor). BOPD (Barrels of oil per day), s., Abreviatura de barriles de petróleo cada día. Boya de anclaje (Anchor buoy), s. Un marcador flotante que se emplea en un sistema extendido de atraque para colocar cada ancla de una plataforma semisumergible o embarcación perforadora. Véase sistema extendido de atraque. Brida (Flange), s. Un reborde o pestaña que proyecta (como en las conexiones de la tubería o las aberturas en las bombas y recipientes), generalmente perforada con agujeros para permitir su conexión con tornillería a otras conexiones bridadas. Brida para bradenhead (Bradenhead flange), s. Una conexión bridada en la parte superior de la TR del pozo petrolero. (Ver bradenhead.) Brida ciega (Blank flange), s. Un disco sólido que se utiliza para obturar o cerrar una brida gemela. Bridar (Flange up), s. 1. Usar bridas para formar las conexiones finales en un sistema de tubería; 2. (jerga) terminar cualquier operación, como en “Bridaron la reunión y se fueron a casa.” Brote (Kick), s. La introducción de agua, gas, petróleo o cualquier otro fluido de la formación dentro del agujero durante la perforación. Ocurre porque la presión ejercida por la columna de fluido de perforación es insuficiente para superar la presión ejercida por los fluidos en la formación perforada. Si no se toman medidas oportunas para controlar el brote o el pozo, podrá ocurrir un reventón.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 282

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 283 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Buje maestro (Master bushing), s. Un dispositivo que se instala en la mesa rotativa. Acomoda las cuñas e impulsa el buje del cuadrante para transmitir al cuadrante el movimiento giratorio de la mesa rotativa. También se conoce como buje rotativo. Buje rotativo (Rotary bushing), s., También se llama buje maestro. Véase buje maestro. Buje del cuadrante (Kelly bushing), s. Dispositivo especial que, al instalarse en el buje maestro, transmite torsión al cuadrante y simultáneamente permite el movimiento vertical del cuadrante para formar el agujero. Podrá ser diseñado para adaptarse a la abertura rotativa o usar pernos para la transmisión de la torsión. También se llama el buje impulsor.

C Cabeza de cementación (Cementing head), s. Un accesorio instalado en la parte superior de la TR para facilitar la cementación de la TR. Tiene pasajes para la lechada de cemento y cámaras de retención para los tapones limpiadores del cemento. Cabeza rotativa (Rotating head), s. Un dispositivo sellador que se usa para sellar el espacio anular alrededor del cuadrante al perforar a presión en la superficie. Gen. se instala más arriba de los preventores principales. La cabeza rotativa facilita la perforación hacia adelante aunque haya presión en el anular que no esté superada por el peso del fluido de perforación. La cabeza evita el reventón del pozo. Se usa principalmente en la perforación de formaciones de baja permeabilidad. Por lo general, no es rápida la relación de penetración a través de dichas formaciones. Cabezal del aparato de meter y sacar tubería (“stripper”), s. Un dispositivo preventor que consiste en un arreglo de casquillo y empaque, atornillado al cabezal del pozo. Se usa a menudo para sellar el espacio anular entre la tubería y la TR. Cabezal de la TR (Casinghead), s. Una conexión pesada de acero bridado, conectada a la primera cadena de la TR. Forma una caja para las cuñas y los conjuntos de empaquetaduras; permite la suspensión de las cadenas de TR intermedias y de producción, y sirve como medio para obturar el anular. También se llama carrete. Cabezal del estrangulador (Choke manifold), s. El arreglo de tubería y válvulas especiales, llamadas estranguladores, a través de las cuales el lodo de perforación es circulada cuando se cierren los preventores, y que se usa para controlar las presiones encontradas durante un brote. Véase estrangulador y preventor. Cabezal del pozo (Wellhead), s. Los equipos instalados en la superficie del agujero del pozo. Un cabezal de pozo incluye tales equipos como la cabeza de la TR y la cabeza de la tubería. a. Referente al cabezal del pozo (p.e., presión “cabezal del pozo”). Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 283

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 284 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Cable de empaquetadura (Stuffing cable), s. Cable de acero que se usa para instalar tubería o herramientas en un pozo mientras que el pozo está cerrado. Véase empaquetadura. Cable de izaje (Hoisting cable), s. El cable que apoya la tubería de perforación, el giratorio, gancho y polea viajera en un aparejo rotativo de perforación. Cable de refrenamiento (Breaking cable), s. Cable que se utiliza para impedir el movimiento o restringir algún objeto. Cable tensor del tubo ascendente (Riser tensioner cable), s. Un cable que apoya el tubo ascendente mientras que compensa el movimiento de la embarcación. Cablero (Rig crewman), s. También se conoce como ayudante de rotaria. Véase ayudante de rotaria. Cabo/ Segundo (Driller´s assistant), s. También conocido como asistente del equipo rotativo. Véase asistente del equipo rotativo. Cadena enrroscadora (Spinning chain), s. Cadena que se usa para girar (apretar) una articulación de tubería de perforación dentro de otra. En la aplicación, un extremo de la cadena es sujetado a las tenazas, otro extremo al carrete auxiliar y el tercer extremo queda libre. El extremo libre es envuelto alrededor de la articulación de la tubería y el carretal saca la cadena de la articulación, haciendo la articulación girar (revolver) rápidamente. Cuando se haya sacado la cadena de la articulación, las tenazas son sujetadas en el mismo punto y la tracción continua por el carretal sobre la cadena (y por ende, sobre las tenazas) alcanza la apretura final de la articulación. Cadena de tubería de revestimiento (Casing string), s. La longitud global de todas las articulaciones de TR introducidas en un pozo. La TR es fabricada en secciones de unos 30 pies (9 metros). Las secciones o articulaciones, unidas unas a otras como la TR, se introduce en el pozo. Véase cadena combinada. Cadena de tubería intermedia de la TR (Intermediate casing string), s. La cadena de tubería instalada en un pozo después de colocada la TR superficial, para que no derrumbe el agujero, y para sellar las formaciones problemáticas. Esta cadena a veces se llama la TR de protección. Caída de presión (Pressure drop), s. Una pérdida de presión, causada por la fricción, sostenida por un fluido que pasa por una línea, válvula, conexión u otro aparato. “Caja de conocimiento,” (Knowledge box) s. (jerga). El gabinete o escritorio donde el perforador mantiene los diversos registros relacionados con las operaciones de perforación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 284

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 285 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Caja de estopas (Stuffing box), s. Un casquillo de empaque, roscado en la parte superior del cabezal del pozo, a través del que opera el vástago pulido en un pozo bombeado. Evita el escape del petróleo y lo desvía hacia una descarga lateral, a la que se conecta la línea de flujo, conduciendo al separador de petróleo y gas en el tanque de almacenamiento en el campo. Caja de lodo (Mud box), s. Un dispositivo metálico, cilíndrico y bisagrado que se coloca alrededor de una articulación de tubería cuando se saque del agujero durante un recorrido. Evita el salpique del lodo fuera del área inmediata. También se llama conservador de lodo, caja de salpiques, caja húmeda o “bata”. Calibración del medidor (Meter calibration), s. 1. La operación mediante la cual se comparan las lecturas de un medidor con una norma aceptada. 2. El ajuste de un medidor para que sus lecturas concuerden con un patrón. Camisa del cilindro de bombeo (Pump liner), s. Una sección cilíndrica metálica, labrada a precisión, que forma el cañón de trabajo de algunas bombas de vaivén. Las TR´S son un medio poco costoso de cambiar el desplazamiento y la capacidad de una bomba. Canalización (Channeling), s. El desvío del aceite en un campo impulsado por agua, causado por la invasión descontrolada del agua. La tendencia natural hacia la canalización es agravada por una excesiva relación de producción, que fomenta la invasión prematura del agua. Véase canalización del cemento. Canalización del cemento (Cement channeling), s. Un fenómeno indeseable que puede ocurrir cuando se cemente la TR en el agujero de un pozo. La lechada de cemento no asciende uniformemente entre la TR y la pared del agujero del pozo y deja huecos sin cemento. Idealmente, el cemento debe circundar la TR completa y uniformemente, formando una sólida adherencia con la pared del agujero. Capa (Layer), s. Un lecho o estrato de roca. Capacidad del gancho de izaje (Hook load capacity), s. La capacidad de carga nominal de un aparejo de malacate portátil y el mástil, generalmente calculada por una fórmula aprobada por el API. Cápsula (Pod), s. Véase Cápsula de control hidráulico Cápsula de control (Control pod), s. Véase cápsula de control hidráulico. Cápsula de control hidráulico (Hydraulic control pod), s. Dispositivo utilizado en las plataformas marinas para accionar y controlar los preventores submarinos de control desde la plataforma. Unas líneas hidráulicas desde la plataforma se introducen a las cápsulas. A través de ellas el fluido es conducido al

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 285

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 286 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

preventor. Por lo general se usan dos cápsulas, pintadas en colores diferentes. Una salvaguarda y respalda la otra. Carga (Load), s. 1. En la mecánica, el peso o presión aplicado en un objeto. La carga en una barrena se refiere a la cantidad de peso de los collares de perforación que se deje reposar sobre la barrena. Véase peso en la barrena. 2. Referente a las máquinas, la cantidad de trabajo que desempeña una máquina: por ejemplo, una carga del 50 por ciento significa que la máquina está rindiendo el 50 por ciento de la energía de su capacidad. v. Enlazar una máquina para que opere. Compárese con marcha en vacío. Carrete (Spool), s. 1. Aparato giratorio (como un cilindro bridado) para recoger o alimentar algo flexible (tal como un cable o alambre). 2. Tubería para perforación. Véase Tubería de perforación. 3. También se llama cabeza de la TR. Véase Cabeza de TR. Carrete adaptador (Adapter spool), s. Articulación que conecta los preventores de diferentes tamaños o capacidades de presión al cabezal de la tubería de revestimiento. Carrete de perforación (Drilling spool), s. Una conexión instalada en el conjunto preventor para formar un espacio entre los preventores, facilitando las operaciones de meter o sacar tubería a presión, y permitir la conexión de las líneas de estrangulación y de control para aislar en el carrete la posible erosión en vez de extenderla por los equipos más costosos. Carrete auxiliar (Sand reel), s. También se llama torno de complemento y “cadena giratoria”. Cementación (Cementing), s. La aplicación de una lechada líquida de cemento y agua en varios puntos dentro o fuera de la TR. Véase cementación primaria, cementación secundaria y cementación a extrusión. Cementación por cargas (Batch cementing), s. En cementación de pozos petroleros, dícese del bombeo de cemento en cantidades o tantos parciales, a diferencia de un sólo bombeo de la cantidad entera. Cemento (Cement), s. Un polvo que integra alúmina, sílice, cal y otras substancias, que fragua al mezclarse con agua. Se usa extensamente en la industria petrolera para adherir la TR a las paredes del agujero del pozo. Cemento de fraguado rápido (Quick-setting cement) , s. Una lechada aguada, cuyo fraguado rápido ha sido diseñado para controlar la pérdida de circulación. Cepillar (Milling), v. Usar un cepillo para cortar o esmerilar los objetos metálicos que se tengan que remover de un pozo. Véase cepillo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 286

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 287 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Cepillo (Mill), s. Una herramienta agujero abajo con superficies de corte, ásperas, filosas y extremadamente duras, para la eliminación del metal por el esmerilado o corte. Los cepillos se introducen en la tubería de perforación o de trabajo para triturar los escombros en el agujero, sacar secciones atoradas del vástago de perforación, o secciones de tubería para su desviación, y ensanchar los puntos reducidos en la TR. También se conocen como cepillos de chatarra, cepillos ensanchadores etc., según su función. Cerrado(a) (Shut in), a. Apagado para evitar el flujo. Dícese de un pozo, planta, bomba etc. cuando se cierre tanto la válvula de entrada como la de descarga. Cerrar (Shut in), v. 1. Cerrar las válvulas de un pozo para que deje de producir; 2. Cerrar un pozo que haya brotado. Cesto de pesca (Junk basket), s. Dispositivo aparejado al final del vástago de perforación para recoger la chatarra del fondo del agujero. La circulación del lodo impulsa la chatarra dentro de un barril de la herramienta, donde la detienen unas proyecciones metálicas o pescarripios. Cuando el cesto es llevado a la superficie se le quita la chatarra. También se conoce como pieza sustituta pescachatarra. Cédula de control (Kill sheet), s. Una forma impresa con espacios en blanco para registrar los datos acerca del control de un reventón inminente. Se proporciona para recordar al personal de las medidas necesarias para controlar un pozo. Cerrar con llave de paso, v. Cerrar intermitentemente un pozo petrolero productivo para que se acumule la presión del gas, propiciando una recuperación más eficiente. “Chasquear” una válvula (Crack a valve), s. Abrir una válvula de manera que despida la fuga más mínima. Circulación (Circulation), s. El movimiento del fluido de perforación fuera de las presas de lodo, hacia abajo por el vástago de perforación, ascendiendo por el anular y de regreso a las presas de lodo. Circulación inversa (Reverse circulation), s. El trayecto del fluido de perforación, hacia abajo por el anular y hacia arriba por el vástago de perforación, a diferencia de la circulación normal en la que el trayecto es hacia abajo por el vástago de perforación y hacia arriba por el anular. Rara vez se utiliza en un agujero abierto pero se usa frecuentemente en las operaciones de reparación. También se conoce como “circulación de camino corto,” ya que las recirculaciones desde el fondo se recuperan más rápidamente que en la circulación normal. Circulación del lodo (Mud circulation), s. El proceso de bombear el lodo hacia abajo, hasta la barrena, y de regreso a la superficie en una operación de perforación o reparación. Véase circulación normal y circulación inversa.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 287

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 288 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Circulación normal (Normal circulation), s. La circulación uniforme y continua del fluido de perforación, hacia abajo por el vástago de perforación, saliendo por la barrena, subiendo por el espacio anular entre la tubería y el agujero y recirculado hasta la superficie. Circulación perdida (Lost circulation) s. Las cantidades de lodo entero que se pierden en una formación, esp. en lechos cavernosos, hendidos o de permeabilidad gruesa, manifestadas por la falta de recirculación completa o parcial del lodo hacia la superficie al circularse dentro del hoyo. La circulación perdida puede causar un reventón y en general, reducir la eficiencia de las operaciones de perforación. También se llama recirculación perdida. Circular (Circulate), v. Pasar desde un punto, a través de un sistema y regresar al punto de partida. P.e., el fluido de perforación se circula fuera de la presa de succión, pasa por debajo del tubo de perforación y los collares de perforación, sale por la barrena, sube por el anular y se regresa a las presas mientras que continúa la perforación. Circular-y-esperar, método de (Circulate-and-weight method)), s. Un método o presión de control del pozo, en el que la circulación inicia inmediatamente y el peso del lodo es aumentado gradualmente de acuerdo con un horario establecido. También se conoce como el método concurrente. Changuero (Monkeyboard), s. La plataforma de trabajo del chango. Conforme que se meta o saque la tubería al agujero, el chango debe manejar el extremo superior de la tubería, que podrá tener una elevación de hasta 90 pies (27 metros) en la torre o el mástil. La plataforma de la torre sirve como pequeña plataforma para elevarlo hasta la altura adecuada para manejar la parte superior de la tubería. Cloruro de sodio (Sodium chloride), s. La sal de mesa; a veces se usa en las lechadas de cemento como acelerador o retardante, según la concentración. Su fórmula química es NaCl. Codo (Elbow), s. Una conexión que permite la unión de dos tubos en un ángulo menor que 180 grados - por lo general, de 90 grados o 45 grados. Cojinete de rodillos (Roller bearing), s. Un cojinete en el cual el muñón gira en contacto con algún número de rodillos, generalmente en una jaula. Compárese con Cojinete de bolas. Colgador del revestimiento (Liner hanger) , s. Un dispositivo deslizable que sujeta el revestimiento a la TR. Véase revestimiento. Colocar (Spot), s. Bombear una cantidad designada de una substancia (tal como ácido o cemento) dentro de un estrato específico del pozo. Por ejemplo, 10 barriles de combustible diésel se pueden colocar alrededor

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 288

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 289 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

de una área en el hoyo en el que los collares de perforación están atorados sobre la pared del agujero, en un esfuerzo por aflojar los collares. Conjunto (Stack), s. La instalación vertical, tipo chimenea, que sirve como sistema de desecho para la disposición de los vapores indeseados tales como los gases de humero o las corrientes de gases de desperdicio. Collar de flotación (Float collar), s. Un dispositivo especial de acoplamiento, introducido a una o dos articulaciones más arriba del fondo de la cadena de la TR, para pasar hacia abajo más no hacia arriba a través de la TR. El collar de flotación impide la introducción del lodo de perforación en la TR mientras se baja, dejando flotar la TR durante su descenso, disminuyendo así la carga en la torre. El collar de flotación también evita el reflujo del cemento durante las operaciones de cementación. Collar de flotación para TR (Casing float collar), s. Véase collar de flotación. Collar de perforación (Drill collar), s. Un tubo pesado, de pared gruesa, generalmente de acero, que se usa entre el tubo de perforación y la barrena en el vástago de la tubería, para impartir un efecto de péndulo al vástago de perforación, y de peso a la barrena. Collar de perforación con ranura espiral (Spirally grooved drill collar), s. Un collar de perforación que tiene sección transversal redonda con una larga y continua ranura o estría, fresada en forma helicoidal en su superficie exterior. La ranura espiral ofrece espacio entre la pared del agujero y el cuerpo del cuello, minimizando el área de contacto entre la pared del agujero y el collar y por ende, se reduce la posibilidad de atascamiento causado por la presión diferencial. Compensador de movimiento (Motion compensator), s. Cualquier dispositivo (como la pieza amortiguadora sustituta o compensador de levantamiento) que sirve para mantener un peso constante en la barrena a pesar del movimiento vertical de una plataforma flotante de perforación marina. Compensador del movimiento superficial (Surface-motion compensator), s. Un compensador del levantamiento de embarcaciones. Complemento, de (Makeup) a. Que se añade a un sistema (como agua de complemento que se usa en mezclar lodos). Componentes de izaje (Hoisting components), s. El malacate, el cable de izaje, y los motones viajero y de cabeza. Los componentes auxiliares de izaje incluyen el torno, el eje del torno y los dispositivos neumáticos de izaje.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 289

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 290 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Componentes rotativos (Rotating components), s. Aquellas partes del aparejo de perforación o reparación que sean diseñadas para girar (revolver) el vástago de perforación y la barrena - el giratorio, el cuadrante, el buje del cuadrante, el buje maestro y la mesa rotativa. Compresión (Compression), s. El acto o proceso de inyectar un volumen dado de gas dentro de un espacio mayor. Condensado (Condensate), s. Un líquido de hidrocarburos ligeros que se obtiene de la condensación de los vapores de hidrocarburos. Consiste en diferentes proporciones de butano, propano, pentano y fracciones más pesadas, con poco o nada de metano o etano. Conectar con niples (Nipple up), v. En la perforación, aparejar el preventor en el cabezal, al nivel de la superficie. Conector del tubo ascendente (Marine riser connector), s. Una conexión en la parte superior de los preventores marinos, al que se conecta el tubo ascendente. Conexión (Connection), s. 1. Una sección de tubería o conexión, utilizada para unir una tubería a otra, o una tubería con un recipiente. 2. Un punto en los circuitos eléctricos donde se unan los cables unos a otros. Conexión en hoyo de conexión (Mousehole connection), s. El procedimiento de añadir a la cadena activa una sección de tubería de trabajo o de perforación. La sección por añadirse se coloca en el hoyo de conexión, se conecta al cuadrante y luego se saca del hoyo de conexión para su integración subsecuente en la cadena de tubería de perforación. Conexión en ratonera (Rathole connection), s. La añadidura de una sección de tubería de perforación o trabajo en la cadena activa. La sección por añadirse se coloca en la ratonera; se apareja en el cuadrante y se integra en la cadena. Conjunto BOP (BOP stack), s., 1. El grupo de preventores instalados en un pozo. 2. Un arreglo vertical de equipos preventores. También se llama columna preventora. Véase Preventor. Conjunto al fondo del agujero (Bottomhole assembly), s. Aquella parte del conjunto de perforación debajo del tubo de perforación. Puede ser sencillo - comprendiendo solo la barrena y los collares de perforación - o puede ser muy complejo, comprendiendo varias herramientas de perforación. Consola del perforador (Driller´s console), s. Véase tablero del perforador.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 290

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 291 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Contrapresión (Back pressure), s. 1. La presión que se mantiene sobre los equipos o sistemas a través de los cuales fluye un fluido. 2. En cuanto a las máquinas, término que se utiliza para describir la resistencia del flujo de los gases de escape a través del tubo de escape. Control (Kill), v. 1. En la perforación, impedir un reventón inminente, tomando medidas preventivas adecuadas (p.e., cerrando el pozo con los preventores, circulando para expulsar el brote, aumentando la densidad del lodo de perforación). 2. En la producción, parar la producción de petróleo y gas en un pozo para que sea rehabilitado. Se para la producción circulando agua y lodo dentro del agujero. Control automático (Automatic control), s. Un dispositivo que regula varios factores (tales como el gasto, la presión o temperatura) de un sistema sin supervisión u operación por parte del personal. Véase instrumentación. Control de la arena (Sand control), s. Cualquier método por el cual se evite la introducción al agujero, de grandes cantidades de arena en una formación arenosa. La arena en el agujero del pozo puede causar el taponamiento y el desgaste prematuro de los equipos del pozo. Véase paquete de grava suelta, revestimiento de malla y consolidación de la arena. Control del pozo (Well control), s. Los métodos que se usan para evitar el reventón de un pozo. Estas técnicas incluyen, de manera no limitativa, mantener el agujero del pozo completamente lleno de lodo de perforación de peso o densidad adecuada durante todas las operaciones; ejercer precauciones razonables al sacar tubería del agujero para evitar el suabeo, y mantener una cuenta cuidadosa de la cantidad de lodo que se introduce al agujero para suplantar el volumen de la tubería sacada del agujero durante un recorrido. Cople (Coupling), s. 1. En la tubería, un cuello metálico con rosca hembra que se usa para unir dos secciones de tubería roscada. 2. En la transmisión de energía, una conexión que se extiende longitudinalmente entre un eje impulsor y un eje loco. La mayoría de los coples son flexibles y compensan la desalineación leve entre los ejes. Cople para la TR (Casing coupling), s. Una sección tubular de una tubería con rosca hembra, que se utiliza para conectar entre sí dos articulaciones de la TR. Corrección volumétrica (Volumetric correction), s. Una ecuación que se puede usar para calcular con precisión la presión en la TR, según la expansión del gas que ascienda por el anular cuando el pozo se cierre. Corriente alterna (Alternating current), s. Una corriente eléctrica que invierte su dirección de flujo en intervalos periódicos.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 291

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 292 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Corrosión (Corrosion), s. Cualquiera de una variedad de complejos procesos químicos o electroquímicos que destruyen el metal por su reacción con su ambiente. Por ejemplo, la oxidación es una forma de corrosión. Véase célula de corrosión. Corta TR´S (Casing cutter), s. Un cuerpo cilíndrico pesado, equipado con un juego de navajas que se usa para aflojar una sección de TR en un pozo. El corto se introduce agujero abajo en una cadena de tubería de trabajo o de perforación, y las navajas son giradas contra las paredes interiores de la TR para aflojar la sección atascada. Cortador externo (External cutter), s. Una herramienta de pesca que integra navajas cortadoras de metal. Es bajada en el agujero y sobre el exterior de una sección de tubería para cortarla. La parte cortada del tubo luego puede ser elevada a la superficie. Compárese con cortador interno. Corte (Shear), s. La acción o esfuerzo causado por las fuerzas aplicadas, que causa o tiende a causar el desliz de dos partes adyacentes de un cuerpo una en relación con la otra, en un sentido paralelo a su plano de contacto. Costra de lodo (Filter cake), s. 1. El material compactado, sólido o semisólido, remanente sobre un filtro después de la filtración del lodo a presión con un filtro-prensa convencional. El espesor de la costra se mide en trigesimosegundos de pulgada o en milímetros. 2. La capa de sólidos concentrados del lodo de perforación o lechada de cemento que se forma sobre las paredes del agujero frente a las formaciones permeables. También se conoce como costra de pared o aglomerado endurecido. “Craterear” (Crater) v. Derrumbarse, fallar. Después de un violento reventón, la fuerza de los fluidos que escapan del agujero del pozo a veces forma un agujero grande en los terrenos. En este caso se dice que el pozo “cratereó”. Los equipos “craterean” al fallar. Cuadrante (Kelly), s. El miembro grueso de acero, con tres, cuatro, seis u ocho caras, suspendido desde el giratorio a través de la mesa rotativa, y conectado a la articulación superior de la tubería de perforación para girar el vástago de perforación conforme que gira la mesa rotativa. Tiene un pasaje perforado que permite la circulación del fluido dentro del vástago de perforación, ascendiendo por el anular, o viceversa. Cuadrilla de perforación (Drilling crew), s. El perforador, el chango y dos o más ayudantes que operan un aparejo de perforación o reparación en un turno cada día. Cuadrilla del piso (Floor crew), s. Aquellos trabajadores en una plataforma de perforación o reparación que trabajan principalmente en el piso de la plataforma.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 292

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 293 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Cuchara vertedora (Dump bailer), s. Un dispositivo de achique con una válvula de disparo, generalmente del tipo disco o chapaleta, que se utiliza para introducir o ubicar material (como la lechada de cemento) al fondo del pozo. Cuñas automáticas (Automatic slips), s. Un dispositivo de operación neumática o hidráulica que se instala en la abertura de la mesa rotativa cuando es necesario suspender el vástago de perforación dentro del agujero del pozo (p.e., cuando se estén formando conexiones o metiendo o sacando tubería). Las cuñas automáticas, también llamadas mecánicas, eliminan la necesidad que tienen los obreros de sacar las cuñas en forma manual. Véase cuñas. Cuñas de potencia (Power slips), s. Véase cuñas. Cuñas rotativas (Rotary slips), s. También se llaman cuñas. Véase cuñas. Cuñas de la tubería de perforación (Drill pipe slips), s. Unas piezas metálicas, en forma de cuña, con elementos de sujeción que se utilizan para mantener la tubería de perforación en su lugar para que no caiga por el barreno. Véase cuñas.

CH Charles, Ley de (Charles’s law), s. Una ley de gases que afirma que a presión constante, el volumen de una masa o cantidad fija de gas varía directamente en función de la temperatura absoluta. Chatarra (Junk), s. Los escombros metálicos perdidos en un agujero. La chatarra podrá ser una barrena perdida, pedacitos de barrena, pedacería de tubería fresada, llaves o cualquier objeto relativamente pequeño que impida la perforación y tenga que ser pescado del agujero. Chumacera (Journal), s. Componente de una máquina en el que gira o desliza un eje rotativo (muñón).

D Daños en la formación (Formation damage), s. La reducción de la permeabilidad de las rocas de un yacimiento, causada por la invasión de los fluidos de perforación y los fluidos de tratamiento hacia la sección adyacente al agujero del pozo. A veces se conoce como capa. Véase capa. Datos de los pozos de desplazamiento (Offset-well data)), s. Datos recopilados acerca de los pozos perforados en una área cerca de una área donde se reparen o perforen otros pozo. Dicha información puede ser de gran utilidad en predecir el comportamiento de un pozo específico, o su reacción a ciertos tratamientos o técnicas que se le pudieran aplicar. Densidad (Density), s. La masa o peso de una substancia por unidad de volumen. P.e., la densidad de un lodo de perforación podrá ser 10 libras por galón (“ppg”), 74.8 lbs. por pie cúbico (lbs./pie³), ó 198.2 kilos Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 293

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 294 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

por metro cúbico (kgs./m³). La gravedad específica, densidad relativa y gravedad API son otras unidades de densidad. Véase Gravedad API, densidad relativa y gravedad específica. Densidad del lodo (Mud weight), s. Una medición de la densidad del fluido de perforación, expresada en libras por galón (ppg), libras por pie cúbico (lbs/pie³) o kilos por metro cúbico (kg/m³). La densidad del lodo está relacionado directamente con la cantidad de presión que la columna de lodo ejerce en el fondo del agujero. Densificar (Weight up), v. Elevar el peso o la densidad del fluido de perforación, añadiendo material de densificación. Depósito (Deposit), s. Una acumulación aprovechable de petróleo. Derivación (Bypass), s. Un tubo conectado alrededor de una válvula u otro mecanismo de control, instalado para permitir el pasaje del fluido alrededor de la línea mientras se llevan a cabo ajustes o reparaciones en el control. Derivar, s. Desalinearse lentamente, salir del centro o fuera del registro. Derrame de petróleo (Oil spill), s. Una cantidad de aceite que haya fugado o caído sobre el suelo o sobre la superficie de un cuerpo de agua. Derrumbe (Caving), s. El aplastamiento de las paredes del agujero del pozo. También se llama desprendimiento. Desaparejar, v. Desmantelar un aparejo de perforación y sus accesorios después de terminadas las operaciones de perforación. También se llama desmontar Desarenador (Desander), s. Un aparato centrífugo para la eliminación del arena del fluido de perforación, para evitar la abrasión en las bombas. Podrá ser operado o mecánicamente o por una corriente de fluidos, de alta velocidad, dentro de un recipiente cónico especial, en cuyo caso a veces se llama hidrociclón. Compárese con desazolvador. Desemulsificadora (Emulsion breaker), s. Un sistema, aparato o proceso que se utiliza para desintegrar una emulsión y producir dos o más compuestos fáciles de separar (tales como el agua y el aceite). Las desemulsificadoras podrán ser (1) aparatos para calentar la emulsión, logrando la separación al bajar la viscosidad de la emulsión y la sedimentación del agua; (2) compuestos químicos, los cuales destruyen o debilitan la película que rodea cada glóbulo de agua, uniendo así todas las gotas; (3) aparatos mecánicos, tales como los tanques de sedimentación y tanques de lavado, o (4) tratadores electrostáticos, los cuales utilizan un campo eléctrico para causar la coalescencia de los glóbulos de agua. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 294

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 295 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Desenroscar (Back off), v. 1. Desatornillar una sección de tubería de otra, en especial la tubería de perforación cuando sea sacada del agujero del pozo. Durante esta operación se utilizan las tenazas para iniciar la operación de desenrosque. Desgasificador (Degasser), s. Dispositivo que se usa para eliminar los gases indeseados de un líquido, en especial del fluido de perforación. Deslave (Washout), s. Una excesiva ampliación del agujero del pozo, causada por solventes y la acción erosiva de los fluidos de perforación. Deslizar, v. Mover el cable de perforación periódicamente para que se desgaste uniformemente mientras se utiliza. Desplazamiento (Displacement), s. El peso de un fluido (p.e., el agua) desplazado por un cuerpo sumergido o de flotación libre (como en una plataforma de perforación marina). Si flota el cuerpo, su desplazamiento iguala el peso del cuerpo. Desarmar (Rig down), s. Desmantelar el vástago de perforación en secciones sencillas y colocarlas en la rejilla de tubería. Esta operación se lleva a cabo después de terminado el pozo o al cambiar de tubería de un diámetro a otro. Véase guardar tubería. Despojos (Cavings), s. 1. La separación, tal como del gas o el agua en una emulsión. 2. (pl.) Las partículas caídas (desprendidas) de la pared del agujero del pozo. No significa lo mismo que cortes. Desviador (Diverter), s. Un sistema que se usa para controlar los reventones de pozo que se encuentran a profundidades relativamente bajas, y para proteger las plataformas flotantes durante el reventón, alejando el flujo de la plataforma. Desviación (Deviation) s. La inclinación del agujero del pozo desde lo vertical. El ángulo de desviación o ángulo de deriva es el ángulo, en grados, que refleja la variación de lo vertical, revelado por un estudio de desviaciones. Detector del flujo del lodo (Mud-flow sensor), s. También se llama indicador del flujo del lodo. Véase indicador del flujo del lodo. Devanar, v., Enrollar en un tambor. Diámetro interior (Inside diameter), s. La distancia a través del circulo interior en la medición del tubo. Véase diámetro. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 295

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 296 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Diferencial (Differential), s. La diferencia de cantidad o grado entre dos mediciones o unidades. P.e., la presión diferencial a través de un estrangulador es la variación entre la presión en un lado y la presión en el otro. Dióxido de azufre (Sulfur dioxide), s. Un compuesto gaseoso e incoloro, de azufre y oxígeno (SO2) con el olor de huevo podrido. Producto de la combustión del sulfuro de hidrógeno, es tóxico e irritante. Dióxido de carbono (Carbon dioxide), s. Un compuesto gaseoso, incoloro e inodoro de carbón y oxígeno (CO2). Un producto de combustión, y una carga para los extinguidores de incendios, este gas, más pesado que el aire, puede acumularse en las áreas bajas, donde podrá desplazar el oxígeno y presentar el riesgo de anoxia. Dona (Doughnut), s. Un anillo de cuñas o un anillo biselado y roscado que apoya una cadena de tubería. “Dyna-Drill”, s. Marca comercial de un motor agujero abajo, impulsado por un fluido de perforación que imparte movimiento rotativo a una barrena de perforación conectada a la herramienta. Esto elimina la necesidad de girar el vástago entero de perforación para formar un agujero. Se utiliza tanto en la perforación vertical como la direccional.

E Echar a andar (Break), v. 1. Iniciar o arrancar (p.e., la circulación o un turno de trabajo.) 2. Entrar al agujero con tubería de trabajo, tubería de perforación etc. Echar a andar la circulación (Break circulation), s. Arrancar la bomba para restaurar la circulación de la columna de lodo. Puesto que se ha espesado o aglutinado el fluido estancado de perforación durante el período sin circulación, generalmente se requiere una alta presión de bombeo para echar a andar la circulación. Efecto de sondeo (Surge effect), s. Un incremento rápido en la presión agujero abajo que ocurre cuando se baje rápidamente el vástago de perforación, o cuando la bomba de lodo alcance rápidamente su velocidad de operación después de arrancarse. Efecto de suabeo (Swabbing effect), s. Un fenómeno caracterizado por la extracción o suabeo de los fluidos de la formación dentro del pozo del barreno cuando el vástago de perforación y la barrena sean subidos por la barrena con rapidez suficiente para bajar la presión hidrostática del lodo debajo de la barrena. Si se suabea una cantidad suficiente de fluidos de formación dentro del agujero, se puede producir un brote. Efecto de “Tubo-en-U” (U-tubing), s. La acción de los fluidos que fluyen en un tubo de U (como cuando el lodo denso fuerza el lodo más ligero hacia abajo por el vástago de perforación y hacia arriba por el anular. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 296

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 297 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Efecto Venturi (Venturi effect), s. La caída de presión producida por el incremento de velocidad de un fluido al fluir a través de una sección restringida de una tubería. Elevador para TR (Casing elevator), s. Véase elevador Elevador de cuñas (Slip elevator), s. Un elevador para TR´S, con cuñas segmentadas que contienen dientes de sujeción. Se recomiendan los elevadores de cuñas para las cadenas largas de TR, ya que los dientes sujetan la TR y sirven para evitar daños en la TR causados por el peso de las largas cadenas pesadas, colgadas de los elevadores. Los elevadores de cuña también pueden ser utilizados como cuñas. Embolar (Ball up), v. 1. Acumular una masa de material consolidado y pegajoso, por lo general cortes de perforación de la tubería de perforación, cuellos de perforación, barrenas etc. Una barrena recubierta con dicho material se conoce como una barrena embolada. El embolamiento se presenta frecuentemente como resultado de una inadecuada presión de bombeo o fluido de perforación insuficiente. 2. En cuanto a anclas, significa fallar en sujetarse a un fondo suave, y en vez de ello, salir con una gran bola de lodo. Embudo Marsh (Marsh funnel), s. Un embudo calibrado que se usa en las pruebas de campo para determinar a viscosidad del lodo de perforación. Empaquetadura (Snnuber), s. Dispositivo que impulsa una tubería o herramienta hidráulicamente dentro de un pozo contra la presión. Empaquetar (Snubbing), s. Forzar tubería o herramientas dentro de un pozo de alta presión que no haya sido controlado (es decir, meter tubería o herramientas contra la presión cuando el peso de la tubería no es suficiente para forzar el tubo a través de los BOP’s.) Empaquetar generalmente requiere un arreglo de motones para cable de acero y alambres de acero que fuerzan la tubería o las herramientas a través del cabezal de un aparato de introducción de tubería (“stripper”) o preventor hasta que el peso de la cadena sea suficiente para superar el efecto elevador de la presión del pozo sobre la tubería en el stripper. En las operaciones de reparación, usualmente se empaqueta usando energía hidráulica para forzar la tubería a través del cabezal del stripper o el preventor. Emulsión (Emulsion), s. Una mezcla en la que un líquido, llamado la fase dispersa, es distribuida uniformemente (por lo general, como glóbulos minuciosos) dentro de otro líquido, llamado la fase continua o medio dispersante. En una emulsión de aceite en agua, el aceite es la fase dispersa y el agua, el medio dispersante. En una emulsión de agua en aceite es al revés. Típico producto de los pozos petroleros, las emulsiones de agua en aceite también se usan como fluido para la perforación. Enchufar (Stab), v. Guiar el extremo de una tubería dentro de un cople o articulación para formar una conexión. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 297

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 298 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Enchufe de pesca (Overshot), s. Una herramienta de pesca, sujetada a la tubería de producción o de perforación y bajada sobre la pared exterior de una tubería o vástago de succión perdida o atascada en el agujero del pozo. Un dispositivo de fricción en el enchufe, gen. un cesto o arpeos espirales, sujeta el tubo sólidamente para sacar la pieza perdida del agujero. Energía diésel-eléctrica (Disesl-electric power), s. La energía suministrada a una plataforma de perforación por máquinas diésel que operan generadores diésel, de uso generalizado en las plataformas marinas y cobrando creciente popularidad en las terrestres. Enlodar (Mud-up) s. Añadir materiales sólidos (tales como la bentonita u otra arcilla) a un fluido de perforación compuesto principalmente el agua incolora, para obtener ciertas propiedades deseables. Ensanchar (Ream), v. Ampliar el diámetro del agujero del pozo, reperforándolo con barrena especial. Frecuentemente se ensancha o se abre una ratonera hasta el mismo diámetro que el agujero principal. Véase ratonera. Entrar (Come in), v. Empieza a producir; volverse rentable. Equipo de macarrón (Macaroni rig), s. Un equipo de reparación, generalmente de peso ligero, diseñado especialmente para meter una tubería de 3/4” ó 1”. Véase sarta de macarrón. Equipo mecánica (Mechanical rig), s. Un equipo de perforación en la que la fuente de energía son una o más máquinas de combustión interna, y la energía es distribuida a los componentes de la plataforma mediante dispositivos mecánicos (tales como cadenas, catarinas, embragues y ejes). También se conoce como plataforma motorizada. Equipo de reparación (Workover rig), s. Un aparejo portátil que se usa para reparar un pozo. Véase Aparejo de producción. Equipo de mástil sencillo (Single-pole rig), s. Unidad de servicio para pozo petrolero cuyo mástil consiste en un solo tubo de acero, usualmente de unos 65 pies de longitud. Erosión (Erosion), s. El proceso por el cual un material (tal como las rocas o el suelo) es desgastado o removido (como por el viento o el agua.) Escala Fahrenheit (Fahrenheit scale), s. Una escala de temperaturas formulada por Gabriel Fahrenheit, en la cual 32 grados representa el punto de congelación y 212 grados representa el punto de ebullición del agua a la presión normal al nivel del mar.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 298

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 299 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Esfuerzo (Stress), s. Una fuerza que, al ser aplicada a un objeto, lo distorsiona o lo deforma. Esfuerzo cedente (Yield strength), s. Una medida de la fuerza necesaria para deformar los artículos tubulares al grado de que queden permanentemente deformados. Esfuerzo de flexión (Buckling stress)) , s. La flexión de la tubería que pudiera ocurrir por la desviación del agujero. La tubería podría flexionarse por el ángulo del agujero o por alguna desviación abrupta tipo pata de perro. Esfuerzo tensor (Tensile strength), s. El esfuerzo desarrollado por un material que sostiene una carga tensora. Véase esfuerzo. Espacio anular (Annular space), s. 1. El espacio que circunda un objeto cilíndrico dentro de un cilindro. 2. El espacio que circunda un tubo en un agujero de pozo, cuya pared exterior podría ser o la pared del agujero de pozo o revestimiento. También se le llama anular. “Espagueti,” (Spaguetti) v. Tubo o tubería con diámetro muy pequeño. Espiga de la barrena (Bit shank), s. La sección enroscada en la parte superior de la barrena, que se atornilla en el cuello de perforación. También se le conoce como perno. Estibador (Floorman), s. También se llama ayudante en equipo rotativo. Véase ayudante en equipo rotativo. Estímulo (Stimulation), s. Cualquier proceso realizado para ampliar canales viejos o crear unos nuevos en la formación productiva de un pozo (p.e., la acidificación o la fractura de una formación.) Estímulo con ácido (Acid stimulation), s. Un método de estimular los pozos con ácido. Véase acidificar. Estímulo del pozo (Well stimulation) , s. Una cualquiera de varias operaciones que se usa para elevar la producción de un pozo. Véase acidificación y fractura de la formación. Estrangulador (Choke), s. Un dispositivo con orificio, instalado en una línea para restringir el fluido de los fluidos. Los estranguladores de superficie son parte del árbol de Navidad de un pozo, y contiene un niple estrangulador, o niple reductor, con barreno reducido que sirve para restringir el flujo. También se usan los estranguladores para controlar la relación del flujo del lodo de perforación saliente del agujero cuando se usa el preventor para cerrar el pozo y se circule para sacar un brote del agujero. Véase estrangulador ajustable, ajustador del fondo del agujero y estrangulador positivo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 299

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 300 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Estrangulador ajustable (Adjustable choke), s. Un estrangulador en el que la posición de una aguja cónica o TR puede ser cambiada con respecto a su asiento, para variar la velocidad de flujo. este puede ser manual o automático. Véase estrangulador. Estrangulador automático (Automatic choke), s. Un estrangulador ajustable que se opera mecánicamente para controlar la presión o el flujo. Véase estrangulador ajustable. Estrangulador del fondo del barreno (Bottomhole choke), s., Un dispositivo de abertura restringida, instalada en el extremo inferior de la tubería para controlar la relación del flujo. Véase estrangulador. Estrangulador positivo (Positive choke), s. Un estrangulador en el que es necesario cambiar el diámetro del orificio para cambiar el régimen del flujo a través del estrangulador. Estratos (Strata), s. Unos lechos de roca, distintos y por lo general paralelos. Un lecho individual es un estrato. Estribo (Bail), s. Una barra cilíndrica de acero (de forma similar al asa de una cubeta pero mucho más grande) que sostiene la unión giratoria y la conecta al gancho. De igual manera, las dos barras cilíndricas que apoyan los elevadores y los sujetan al gancho se conocen como estribos o eslabones. v. Recuperar del fondo de agujero los fluidos, muestras, lodo, arena o cortes de la perforación, bajando al fondo del agujero un recipiente cilíndrico llamado achicador, llenándolo y recuperándolo. Estrujar, v. Aumentar la presión externa en el cuerpo de un buzo, debido a técnicas inapropiadas de buceo. Extrusión del bradenhead (Bradenhead squeezing), s. Proceso mediante el cual se aplica presión hidráulica al pozo para expulsar el fluido o el cemento del agujero del pozo sin usar obturadores. El bradenhead, o cabezal del pozo, se cierra para obturar el anular cuando se haga una extrusión del bradenhead. Aunque siga usándose este término, el término bradenhead es obsoleto. Véase espacio anular, cabezal de TR, y extrusión. Estudio de desviaciones verticales (Directional survey), s. Un método de registro que registra la desviación de un agujero, o su deriva de lo vertical, y la dirección de la desviación. Un instrumento de estudio direccional de toma sencilla, toma una sola fotografía de la lectura de la dirección de desviación, registrada en una brújula, y el número de grados de la desviación de lo vertical. Un instrumento de tomas múltiples obtiene múltiples lecturas en agujero conforme que el aparato sea sacado del pozo. Véase perforación direccional. Estudio Geológico de los Estados Unidos (United States Geological Survey), s. Una agencia gubernamental, responsable por el cumplimiento de las reglas aplicables a la perforación y la producción del petróleo y del gas en las regiones costeras de los Estados Unidos. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 300

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 301 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Extrusión (Squeeze), s. 1. Una operación de cementación en la que el cemento es bombeado detrás de la TR, a presión alta, para recementar las zonas canalizadas u obturar una zona no cementada.

F Factor de compensación de temperatura (Temperature correction factor), s. Un factor para compensar los volúmenes de gas respecto al volumen que ocupan a una específica temperatura de referencia. La temperatura de referencia más común en la industria es 60°F (15.5°C). Fatiga (Fatigue), s. La tendencia de un material, tal como un metal, de quebrar bajo cargas cíclicas reiterativas, bajo un esfuerzo mucho menor que el esfuerzo tensor indicado en una prueba estática. Fijar revestimiento (Set casing), v. La introducción y cementación del revestimiento a cierta profundidad en el aguero de pozo. A veces se usa el término fijar tubería en relación con la fijación de la TR. Fijar tubería (Set pipe), v. También se llama fijar TR. Véase Fijar TR. Filtrado (Filtrate), s. Un fluido que haya pasado a través de un filtro. Filtro prensa (Filter press), s. Un aparato que se emplea en la prueba de las propiedades filtrantes del lodo de perforación. Véase lodo. Flotación (Buoyancy), s. La aparente pérdida de peso de un objeto sumergido en un fluido. Si el objeto está flotando, la parte sumergida desplaza algún volumen del fluido, cuyo peso es equivalente al peso del objeto. Flotador (Floater), s. 1. Dispositivo para regular el nivel del fluido en un tanque; comprende una válvula conectada con una bola hueca flotante que cierra o abre la válvula al subir o bajar. Flotante (Float), s. Un elemento de un conjunto de control de nivel, diseñado para operar estando o parcial o completamente sumergido en un líquido cuyo nivel es controlado por dicho conjunto. La flotabilidad del líquido acciona el flotante y la válvula de control a que esté conectado, y modifica la relación de ingreso o egreso al recipiente para mantener un nivel predeterminado. A veces, un flotante para tubería de perforación se conoce simplemente como flotante. Flotador para Tubería de Perforación (Drill pipe float), s. Una válvula instalada en el vástago de perforación, que permita el bombeo del lodo hacia abajo por el vástago de perforación pero impide el reflujo hacia arriba por el vástago de perforación. Una válvula de retención. Fluido newtoniano (Newtonian fluid), s. Un fluido en el que la viscosidad permanece constante a cualquier régimen de corte si se mantienen condiciones constantes de temperatura y presión. La mayoría de los Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 301

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 302 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

fluidos de perforación se portan como fluidos no newtonianos, ya que su viscosidad no es constante sino varía en función del régimen de corte. Fluido del obturador (Packer fluid), s. Un líquido, gen. lodo pero a veces agua salina o aceite, que se usa en un pozo cuando se haya instalado un obturador entre la tubería y la TR. El fluido del obturador debe tener densidad suficiente para cerrar la presión de la formación producida. No debe atiesarse ni sedimentarse de la suspensión durante largos periodos, y debe ser anticorrosivo. Fluido de perforación (Drilling fluid), s. El fluido de circulación. Una de sus funciones es de expulsar los cortes del barreno del pozo y hasta la superficie. Otras funciones son el enfriamiento de la barrena y la compensación de las presiones agujero abajo. Si bien una mezcla de barita, arcilla, agua y aditivos químicos integra el fluido de perforación más común, los pozos también pueden ser perforados con aire, gas, o lodo base aceite como el fluido de perforación. Véase lodo. Fluido de reparación (Workover fluid), s. Un lodo especial de perforación que se usa para mantener un pozo bajo control durante la reparación. Los fluidos de reparación son cuidadosamente compuestos para no causar daños en la formación. Flujo laminar (Laminar flow), s. Un flujo suave de fluido en el que no hay fluido transversal de partículas de fluido entre las líneas adyacentes de vapor. Flujo radial (Radial flow), s. El patrón del flujo de los fluidos dentro del agujero del pozo desde el área de drenaje circundante. Fondo del agujero (Bottomhole), s. La parte más baja o profunda de un pozo. a., referente al fondo del agujero del pozo. Fondo del mar (Seafloor), s. El fondo del océano; el lecho del mar. Formación (Formation), s. Un depósito o yacimiento que comprende completamente de rocas de básicamente la misma clase; una unidad litológica. Cada formación diferente tiene su propio nombre, frecuentemente basado los estudios de los afloramientos a la superficie, y a veces en los fósiles encontrados en la formación. Formación descubierta (Open formation ), s. Una roca petrolífera con alta porosidad y permeabilidad. Formación de escape/ Ladrona (Thief formation), s. Formación que absorbe el fluido de perforación conforme que el fluido circule en el pozo. También se llama arena de escape o zona de escape. La pérdida de circulación es causada por una formación de escape. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 302

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 303 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Fractura (Fracture), s. Una grieta o fisura en una formación, ya sea natural o provocada. Fractura por ácido (Acid fracture), v. Partir o abrir fracturas en formaciones productivas de caliza dura, usando una combinación de aceite y ácido o agua y ácido bajo presión ligera. Véase fractura de formación Fractura de la formación (Formation fracturing), s. Un método de estimular la producción, elevando la permeabilidad de la formación productiva. Bajo una presión hidráulica sumamente alta, algún fluido (tal como el agua, aceite, alcohol, ácido clorhídrico diluido, gas licuado de petróleo, o espuma) es bombeado hacia abajo por la tubería de trabajo o la tubería de perforación, e inyectado dentro de las perforaciones en la TR. El fluido entra las formaciones, y las parte o las fractura. Unos granos de arena, granos gordos de aluminio, perlas de vidrio u otros materiales similares son llevados en suspensión por el fluido y dentro de las fracturas. Estos se conocen como agentes de apoyo, o apoyadores. Cuando se libere la presión en la superficie, el fluido de fractura se recircula al pozo y las fracturas se cierran parcialmente sobre los apoyadores, dejando canales para el pasaje del petróleo hacia el pozo. Este proceso frecuentemente se conoce como “trabajo ‘frac’”. Freno (Brake), s. Un dispositivo para detener el movimiento de un mecanismo, generalmente por la fricción, como en el freno de un malacate. Compárese con freno electrodinámico y freno hidrodinámico. Freno auxiliar (Auxiliary brake), s. Un mecanismo de frenado complementario del freno mecánico, que permite el descenso seguro de cargas pesadas con el gancho, a velocidad reducida y sin originar un extensivo mantenimiento de los frenos. Hay dos tipos de frenos auxiliares - el hidrodinámico y el electrodinámico. En ambos tipos el trabajo se convierte en calor, el cual se disipa a través de los sistemas de enfriamiento por líquido. Véase freno hidrodinámico y freno electrodinámico. Freno hidráulico (Hydraulic brake), s. También se llama freno hidrodinámico o freno Hydromatic®. Véase freno hidrodinámico. Freno hidrodinámico (Hydrodynamic brake), s. Dispositivo instalado en el extremo del eje del malacate en una plataforma de perforación. El freno hidrodinámico funciona como auxiliar al freno mecánico cuando se baje la tubería dentro del pozo. El efecto de frenado del freno hidrodinámico se logra mediante un torno impulsor, en una caja llena de agua. A veces se conoce como freno hidráulico o freno Hydromatic® (marca registrada). Freno Hydromatic® (Hydromatic brake), s. Marca comercial de cierto tipo de freno hidrodinámico. Fuga (Leak), s. Una abertura cortada por el fluido, causada por una fuga de fluidos.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 303

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 304 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

G Gas arrastrado (Entrained gas), s. Los gases de la formación que se introducen al fluido de perforación en el anular. Véase lodo cortado con gas. Gas de conexiones (Connection gas), s. La cantidad de gas, relativamente pequeña, que se introduce al pozo cuando se pare la bomba de lodos para formar una conexión. Gases de acampanado (Flare gas), s. Los gases o vapores dirigidos al acampanado. Gases de la formación (Formation gas), s. subterráneo.

Los gases inicialmente producidos desde un yacimiento

Gases del viaje (Trip gas), s. Una acumulación de gases, generalmente en cantidades sin importancia, que se introducen al agujero al hacer un recorrido. Gases de solución (Solution gas), s. Los hidrocarburos ligeros que existen como líquido bajo las condiciones del yacimiento, pero se convierten en gas durante la explotación del yacimiento. Véase Impulso por gases de solución. Gastado (Spent), a. Describe una substancia cuya fuerza o mérito haya sido agotado en un proceso. P.e., después de acidificar un pozo, se dice que el ácido remanente en el pozo es ácido gastado ya que su resistencia ha sido consumida en el proceso de acidificación. Gerente del equipo (Rig manager), s. Empleado del contratista de perforación, encargado de todo el equipo de perforación y la plataforma. También se llama herramentista, jefe de perforación, supervisor de la plataforma o superintendente de la plataforma. Giratorio (Swivel), s. Una herramienta rotativa colgada del gacho rotativo y el polea viajera para suspender y permitir la rotación libre del vástago de perforación. También sirve como conexión para la manguera rotativa y como pasaje para el flujo del fluido de perforación dentro del vástago de perforación. Giro a la derecha (Turn to the right), s. En una plataforma rotativa, girar el vástago de perforación hacia la derecha. Al perforar hacia adelante, la expresión “al fondo y con giro a la derecha” indica que la perforación está procediendo normalmente. Goma para limpiador de tubos (Stripper rubber), s. 1. Un disco de goma que circunda la tubería de perforación o de trabajo al salir del agujero. Goma para stripper, s. El elemento sellador de presión de un preventor. Véase Cabezal del stripper. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 304

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 305 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Gradiente de presión (Pressure gradient), s. Una escala de presiones diferenciales en la que hay una variación uniforme de presiones entre un punto y otro. P.e., la gradiente de presión de una columna de agua es aproximadamente 0.433 psi/ pie de la elevación vertical. La gradiente de presión normal en una formación es equivalente a la presión ejercida por una columna a cualquier profundidad dada de agua salina al 10%, que se extienda desde aquella profundidad hasta la superficie (0.465 psi/pie ó 10518 kPa/metro.) Grado API (Degree API), s. Unidad de medición del American Petroleum Institute que indica el peso o la densidad del crudo. Véase Gravedad API. Gráfica de medidor (Meter chart), s. Una gráfica circular de papel especial que indica la gama de presión diferencia y presión estática, y es grabada por las plumas registradoras de un medidor de flujo. Gravedad Baumé (Baumé gravity), s. La gravedad específica, medida en la escala Baumé. Se emplean dos escalas arbitrarias: una para líquidos más ligeros que el agua y la otra para los líquidos más pesados que el agua. Esta escala es la otra escala que también se utiliza para calificar la densidad de las soluciones ácidas. Gravedad específica (Specific gravity), s. La relación del peso de un volumen dado de una substancia a una temperatura dada, al peso de un volumen equivalente de una substancia normalizada a la misma temperatura. P.e., si 1 pulgada cúbica de agua a 39°F pesa 1 unidad, y 1 pulgada cúbica de otro sólido o líquido a 39°F pesa 0.95. Al determinar la gravedad específica de los gases, se hace la comparación con la norma del aire o del hidrógeno. Véase Gravedad. Gradiente de temperatura (Temperature gradient), s. 1. La relación de cambio de temperatura como función del desplazamiento en una dirección dada; 2. El aumento de la temperatura de un pozo en función del aumento de su profundidad. Grifo inferior del cuadrante (Lower kelly cock), s. También se llama válvula de seguridad del cuadrante. Véase válvula de seguridad del cuadrante. Grifo superior del cuadrante (Upper kelly cock), s. El cuadrante, a diferencia de la válvula de seguridad del cuadrante, que a veces se conoce como el grifo inferior del cuadrante. Véase Grifo del cuadrante.

H Hacer un agujero (Make a hole), s. Ahondar el agujero formado por la barrena. Perforar más abajo. Hacer una conexión (Make a connection), s. Sujetar una articulación de tubería de conexión sobre la tubería de perforación suspendida en el agujero del pozo para profundizar el agujero en la longitud de la articulación agregada (30 pies, o sean 9 metros).

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 305

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 306 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Hacer un viaje (Make a trip) , s. Izar el vástago de perforación fuera del agujero, para efectuar una de varias operaciones, tales como un cambio de barrenas, sacar una muestra etc., y luego regresar el vástago de perforación al agujero. Herramienta fresadora (Milling tool), s. La herramienta que se utiliza en las operaciones de cepillado o fresado. Véase cepillo. Hoyo de conexión (Mouse hole), s. Una abertura en el piso de la plataforma, gen. revestida con tubería, en la cual se introduce provisionalmente una sección de tubería de perforación para su conexión subsecuente en la cadena de perforación.

I IADC, s. abreviatura de “International Association of Drilling Contractors”, anteriormente la “American Association of Oilwell Drilling Contractors” - la Asociación Norteameri-cana de Contratistas Perforadores de Pozos Petroleros (AAODC). ID, s. Abreviatura de “inside diameter” (diámetro interior). Impermeable (Impermeable), s. Que impide el pasaje de un fluido. Una formación podrá ser porosa y a la vez impermeable si faltan pasajes de interconexión entre los huecos dentro de ella. Indicador del flujo del lodo (Mud flow indicator), s. Dispositivo que mide continuamente y puede registrar la relación del flujo del lodo recirculado desde el anular y saliente de la línea de recirculación del lodo. Si el lodo no fluye a ritmo más o menos constante, puede ser que haya ocurrido un brote o la pérdida de circulación. Indicador del nivel de la presa (Pit level indicator), s. Uno de una serie de aparatos que monitorea continuamente el nivel del lodo de perforación en los tanques de lodo. El indicador generalmente integra dispositivos flotadores en los tanques de lodo, que detectan el nivel del lodo y transmite los datos a un dispositivo de registro y alarma (registrador del volumen del pozo), instalado cerca de la posición del perforador en el piso de la plataforma. Si desciende o asciende demasiado el nivel del lodo, suena la alarma y advierte al perforador, o que está perdiendo circulación o que sosteniendo un brote. Indicador de peso (Weight indicator), s., Instrumento cerca de la posición del perforador en una plataforma de perforación. Indica tanto el peso del vástago de perforación colgado del gancho (el peso en el gancho), y el peso aplicado en la barrena por los collares de perforación (el peso en la barrena.) Indicador del punto libre (Free-point indicator), s. Una herramienta diseñada para medir el grado de estira en una cadena de tubería atascada, e indicar el punto más profundo donde esté libre la tubería. El indicador de punto libre es bajado dentro del pozo sobre un cable conductor. Cada extremo de un elemento medidor Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 306

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 307 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

de deformación está sujetado al tubo por resortes de fricción o imanes, y conforme que se eleve la tensión en la tubería, se transmite a la superficie una medición precisa de su estira. Las mediciones de estira incluyen la profundidad a la que está atascada la tubería. Indicador de torsión (Torque indicator), s. Instrumento que mide el grado de torsión (acción de girar o torcedura) aplicada a la tubería de perforación o la TR. Es importante el grado de torsión que se aplica cuando se formen las articulaciones. Inflamable (Flammable), s. Que se pueda encender fácilmente. A veces se usa el término flamable pero se prefiere inflamable porque describe esta condición correctamente. Ingeniero de lodos (Mud engineer), s. Persona encargada de probar y mantener las propiedades del lodo de perforación según las especifica el operador. Ingeniero de perforación (Drilling engineer), s. Un ingeniero especializado en los aspectos técnicos de la perforación. Iniciación de la perforación, v. (“spudding”). Echar a andar el agujero de la barrena. Instrumentación (Instrumentation), s. Aparato o conjunto de aparatos, diseñado para una o más de las siguientes funciones: la medición de los factores variables de la operación (tales como la presión, la temperatura, régimen de flujo, velocidad de rotación etc.) para indicar estos fenómenos con señales visibles o audibles, registrarlos y controlarlos dentro de límites preestablecidos, y parar las operaciones si falla el control. Una instrumentación sencilla podría consistir solo en un manómetro. En un sistema completamente automático, son predeterminados y preestablecidos los límites deseados de presión, temperatura y demás parámetros. “International Association of Drilling Contractors,” s. Asociación Internacional de Contratistas de la Perforación. Una asociación altamente prestigiosa de contratistas perforadores con sede en Houston, Texas. La organización patrocina o realiza investigación en la educación, la prevención de accidentes, la tecnología de la perforación y otras cuestiones de interés para los contratistas perforadores y sus empleados. Antes se llamó American Association of Oilwell Drilling Contractors. Véase IADC. Intersticio (Interstice), s. Un espacio poroso en la roca de un yacimiento. Introducir TR (Run casing), v. Bajar una cadena de TR dentro del agujero. También se llama introducir tubería. Introducir tubería (Run pipe), s. Bajar una cadena de TR dentro del barreno. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 307

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 308 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Izaje (Hoist), s. 1. Un aparejo de poleas y cable de acero, o cadenas, que se usa para levantar objetos pesados; una cabria o aparato similar. 2. Un malacate.

J Jefe de perforación (Drilling foreman) s. El supervisor de las operaciones de perforación o de reparación en una plataforma. También se conoce como técnico, gerente de la plataforma, supervisor de la plataforma o superintendente de la plataforma. Junta de bola (Ball joint), s. Véase junta flexible.

L Lavar (Wash over), s. Meter tubo de lavado para aflojar tubería atascada en el agujero. El tubo de lavado debe tener un diámetro exterior lo suficientemente bajo para quedar dentro del agujero, pero lo suficientemente grande para quedar sobre el diámetro exterior del tubo atascado. Una zapata rotativa, que corta la formación, el lodo o lo que esté atascando la tubería, es aparejada en la articulación inferior del tubo de lavado, y el conjunto es bajado dentro del agujero. La rotación del conjunto libera la tubería atascada. Podrá ser necesario hacer varios lavados si está muy larga la sección atascada. Lechada (Slurry), s. Una mezcla plástica de cemento y agua, bombeada dentro de un pozo para endurecerse. Ahí apoya la TR y forma un sello en el agujero del pozo, evitando la migración de los fluidos subterráneos. Lente (Lens), s. 1. un depósito de sedimentos, poroso, permeable y de forma irregular, rodeado por roca impenetrable. 2. Un lecho lenticular de sedimentos que se extiende, o termina, por todas partes. Levantamiento de toma sencilla (Single shot survey), s. Un levantamiento direccional que ofrece una sola toma de la dirección de la deflexión y la desviación de lo vertical en el agujero. Véase Levantamiento direccional. Ley de Boyle (Boyle´s law), s. Una ley de los gases que se ocupa de la presión. Afirma que para cualquier gas ideal o mezcla de gases ideales a cualquier temperatura dada, el producto de la presión absoluta, multiplicado por el volumen, es un constante (PV = K). Libras por galón (Pounds per gallon), s. Una medición de la densidad de un flujo (p.e., el lodo de perforación) Libras por pie cúbico (Pounds per cubic feet), s. Una medición de la densidad de una substancia (p.e., el fluido de perforación).

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 308

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 309 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Libras por pulgada cuadrada manométricas (psig – Pounds per square inch gauge), s. La presión en un recipiente o envase, registrado en un manómetro conectado al mismo. Esta lectura de presión no incluye la presión del ambiente fuera del recipiente o envase. Limpiador de ranuras de chaveta, s. Dispositivo empleado para ensanchar un agujero donde se haya formado una ranura de chaveta. Por lo general, primero se usa un percusor para aflojar la tubería atascada de una curva aguda; luego se usa el limpiador para ampliar el agujero a la altura de la ranura de chaveta formada por la tubería. Véase ranura de chaveta. Línea de desalojo (Blooey line), s. El tubo de descarga de un pozo perforado neumáticamente. La línea “blooey” se usa para alejar de la plataforma el aire o los gases de circulación, reduciendo el riesgo de incendio y transportando los recortes a una distancia aceptable del pozo. Véase perforación neumática. Línea de matar (Kill line), s. Una línea de alta presión que conecta la bomba de lodos y el pozo, y a través del cual se pueden bombear fluidos densos de perforación dentro del pozo para controlar un reventón inminente. Línea de descarga (Discharge line), v. Una línea a través de la que recorre el lodo de perforación desde la bomba de lodo hasta la columna reguladora en su camino hacia el agujero del pozo. Línea de estrangulación (Choke line), s. Una extensión de tubería desde el conjunto preventor. Se usa para dirigir los fluidos del pozo desde el anular hasta el cabezal del estrangulador. Línea de flujo (Flow line), s. El tubo de superficie dentro del cual recorre el petróleo desde el pozo hasta los equipos de beneficio o el almacenamiento. Línea llenadera (Fill up line), s. El menor de las conexiones laterales en un niple de botella, que se usa para llenar el agujero cuando se saca del pozo la tubería de perforación. Línea de recirculación del lodo (Mud return line), s. Una batea o tubería instalada entre las conexiones superficiales del agujero y el separador de esquistos. A través de esta línea fluye el lodo de perforación de regreso desde el agujero hasta la superficie. También se llama línea de flujo. Línea rotativa (Rotary line), s. También se llama tubo de perforación. Véase Tubo de perforación. Línea de succión (Suction line), s. La línea que transporta un producto fuera de un tanque al lado succión de las bombas. También se llama línea de carga.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 309

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 310 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Lingada (Stand), s. Las articulaciones unidas del tubo, instaladas en la torre o mástil durante un recorrido. La lingada típica mide 90 pies de longitud (aprox. 27 metros), el equivalente de tres secciones de tubería de perforación roscadas una a otra (un “triple”). Litificación (Lithification), s. La conversión de depósitos no consolidados en roca sólida. Litología (Lithology), s. 1. El estudio de las rocas, generalmente las macroscópicas. 2. Las características individuales de una roca en términos de su composición mineral, estructura etc. Costafuera (Offshore), s. Aquella región geográfica hacia el mar desde la costa. En general, el término costera se refiere a la línea de marea baja a lo largo de aquella parte de la costa que esté en contacto directo con el mar abierto, o la línea que establezca el límite de las aguas tierra adentro hacia el mar. Lodo (Mud), s. El líquido circulado a través del agujero del pozo durante las operaciones de perforación rotativa y de reparación. Aparte de su función de subir los cortes a la superficie, el lodo de perforación enfría y lubrica la barrena y el vástago de perforación, protege contra reventones al detener las presiones bajo la superficie, y deposita una costra de lodo sobre la pared del agujero para evitar la pérdida de los fluidos dentro de la formación. Aunque originalmente fuera una suspensión de los sólidos de la tierra (esp. las arcillas) en el agua, los lodos empleados en las operaciones modernas de perforación es una mezcla trifásica más compleja, de líquidos, sólidos reactivos y sólidos inertes. La fase líquida podrá ser agua dulce, aceite diésel o petróleo crudo y podrá contener uno o más acondicionadores. Véase fluido de perforación. Lodo de bajo contenido sólido (Low solids mud), s. Un lodo de perforación que contiene un mínimo de material sólido (arena, sedimento etc.) y cuando sea posible, se utiliza en la perforación rotativa porque permite una alta relación de perforación. Lodo base emulsión de aceite (Oil-base mud), s. Un aceite que contenga desde menos del 2% hasta un máximo de 5% de agua. El agua es esparcida o dispersada en el aceite como gotitas. Véase lodo de aceite y lodo de emulsión inversa. Lodo de aceite (Oil mud), s. Un lodo de perforación en que el aceite es la fase continua. Los lodos base aceite y lodos de emulsión inversa son unos tipos de lodo de aceite. Son útiles en la perforación de ciertas formaciones que pudieran ser difíciles o costosos a perforar con el lodo base agua. Compárese con lodo base emulsión de aceite. Lodo base emulsión (Oil-emulsion mud) , s. Un lodo base aceite en que el agua es la fase continua y el aceite es la fase dispersa. El aceite es esparcida o dispersada en el aceite como gotitas, estrechamente emulsificadas para que no se sedimenten. Por su capacidad lubricante, un lodo base emulsión de aceite

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 310

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 311 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

mejora el régimen de perforación y garantiza mejores condiciones en el agujero que los demás lodos. Compárese con lodo base aceite. Lodo de perforación (Drilling mud), s. Un líquido, especialmente compuesto, circulado a través del agujero del pozo durante las operaciones rotativas de perforación. Véase lodo. Lodo polimérico (Polymer mud), s. Un lodo de perforación con añadidura de polímero - una substancia química que consiste en grandes moléculas, formadas de moléculas pequeñas en unidades estructurales reiterativas, para aumentar la viscosidad del lodo. Lubricante (Lubricated), s. Una sección de TR o tubería, de longitud especialmente fabricada. Usualmente se instala provisionalmente más arriba de una válvula sobre la cabeza de la TR o la cabeza de la tubería. Se utiliza para introducir las herramientas de suabeo o perforación dentro de un pozo productor. Sirve como método para sellar la presión; por lo que debe tener una capacidad de aguantar la mayor presión prevista.

LL Llave combinada, s. Llave de hierro, combinación de llave de torsión y de gancho, llamada roughneck por los fabricantes. La llave combinada es desplazada hidráulicamente en su lugar y elimina el manejo manual de las herramientas individuales que se suspenden para su operación. Llave del cuadrante (Kelly cock), s. Una válvula instalada en uno o ambos extremos del cuadrante. Cuando se inicie un reflujo de alta presión dentro del vástago de perforación, la válvula se cierra para que no se aplique la presión al giratorio ni la manguera rotativa.

M Mancha de aceite (Oil slick), s. Una película de aceite flotante en el agua; se considera como contaminante. Magnaflux (Magnaflux) s. Marca comercial de los equipos y procesos que se usan en la detección de grietas y otras descontinuidades superficiales en el hierro o acero. Se forma un campo magnético en la pieza por inspeccionarse y se aplica un polvo o pasta de partículas magnéticas. Las partículas se arreglan alrededor de las descontinuidades en el metal, revelando los defectos. Manguera giratoria (Rotary hose), s. Un tubo flexible y reforzado en una plataforma rotativa de perforación, que conduce el fluido de perforación desde la bomba de lodo y la depósito regulador hasta el giratorio y el cuadrante. También se llama la manguera de lodo o manguera del cuadrante. Manómetro (Meter) , s. Instrumento que mide la presión del fluido, y usualmente registra la diferencia entre la presión atmosférica y la presión del fluido, indicando el efecto de dichas presiones en algún elemento de medición (columna de líquido, tubo Bourdón, pistón compensado, diafragma u otro dispositivo presosensible.) Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 311

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 312 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Malacate (Drawworks), s. El mecanismo de izaje en una plataforma de perforación. Consiste básicamente en una cabria que alimenta o recoge la línea de perforación, elevando o bajando así el vástago y la barrena de perforación. Malacate neumático (Air hoist), s. Un malacate operado con aire comprimido. Un dispositivo de izaje neumático. Mandril (Mandrel), s. Una barra, husillo o eje cilíndrico, alrededor del que se arreglan o sujetan otros componentes, o que se instala dentro de un cilindro o tubo. Mandrilar, s. Medir o calibrar tubería mediante un mandril introducido a lo largo del tubo para asegurar el pasaje de herramientas, bombas, etc. Manguera para el cuadrante (Kelly hose), s. También se llama manguera para lodo o manguera rotativa. Véase manguera rotativa. Maquinista (Motorman), s. El miembro de la cuadrilla de un equipo de perforación rotativa, encargado del mantenimiento y la operación de las máquinas de perforación. Marchar en vacío (IDle), v., Operar una máquina sin aplicarla carga. Mástil (Mast), s. Una torre portátil que pueda ser erigida como unidad, a diferencia de las torres convencionales que no puedan ser elevadas a la posición de trabajo en forma unitaria. Para el transporte terrestre, el mástil puede ser separado en dos o más secciones para que no se extienda una longitud excesiva desde la plataforma de un camión en las carreteras. Compárese con torre. Material para circulación perdida (Lost circulation material), s. Una substancia que se añade a las lechadas de cemento o lodo de perforación para evitar la pérdida del cemento o lodo dentro de la formación. Véase material de puenteo. Material de densificación (Weighting material), s. Un material con alta gravedad específica. Usase para aumentar la densidad de los fluidos de perforación o lechadas de cemento. Medidor (Meter), s. Dispositivo que se usa para medir y a menudo para registrar volúmenes, cantidades o relaciones de flujo de gases, líquidos o corrientes eléctricas. Medidor “Fann V-G” (Fann V-G meter, s. Marca comercial de un aparato que se utiliza para registrar y medir, a diferentes velocidades, las propiedades del flujo de los fluidos plásticos (tales como la viscosidad y resistencia aglutinante de los fluidos de perforación.)

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 312

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 313 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Medidor de flujo (Medidor de flujo), s. Dispositivo que mide la cantidad de fluido transportado en una tubería. Véase medidor de orificio y medidor de desplazamiento positivo. Medidor de presión del tubo de perforación (Drill pipe pressure gauge), s. Un indicador, instalado en el sistema de circulación del lodo, que mide e indica la cantidad de presión en el vástago de perforación. Véase vástago de perforación. Medidor de presión al fondo del agujero (Bottomhole pressure gauge), s. Un manómetro que mide la presión al fondo del agujero. Véase presión al fondo del barreno. Medir (Measure), v. 1. Determinar las cantidades o propiedades de una substancia. 2. Medir y registrar la longitud total de tubería, TR o tubería que se habrá de meter en un pozo. Mesa rotativa (Rotary table), s. El componente principal de una máquina rotativa. Se usa para girar el vástago de perforación y apoyar el grupo perforación. Tiene un conjunto de engranes biselados para generar el movimiento rotativo, y una abertura en la que se instalan los bujes, para impulsar y apoyar el conjunto de perforación. Meter a presión, (“Strip in”) v. 1. El proceso de bajar el vástago de la tubería dentro del agujero del pozo cuando el pozo esté cerrado en un rebote. 2. El proceso de introducir una tubería en un pozo a presión. Método concurrente (Concurrent method), s. También se conoce como el método de circular y esperar. Véase circular-y-esperar, método de. Método de densificar y esperar (Weight and wait method), s. Un método para el control de pozos, en el que el pozo es cerrado y se eleva la densidad del lodo hasta la necesaria para controlar el pozo. El lodo densificado luego es circulado dentro del pozo; al mismo tiempo, se circula para expulsar los fluidos del brote. Así se llama porque se cierra el pozo y espera que el lodo se densifique antes de iniciar la circulación. Método de nivel constante en la presa (Constant pit-level method), s. Un método de controlar un pozo en el que se mantiene constante el nivel del lodo en las presas mientras que se reduce el tamaño del estrangulador y la velocidad de la bomba. No es eficaz porque la presión en la TR se eleva al punto donde se ruptura o la TR o las fracciones en la formación, y se pierde el control del pozo. Método del perforador (Driller´s method)), s. Un método para controlar pozos que usa dos circulaciones completas e independientes; la primera circula para sacar el brote del pozo y la segunda circula un lodo más denso por el barreno del pozo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 313

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 314 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Método de presión constante del estrangulador (Constant choke –pressure method), s. Un método de controlar un pozo brotado, en el que se ajusta el tamaño del estrangulador para mantener una presión constante en la TR. Este método no funciona a menos que el brote sea completa o casi completamente agua salida. Si el brote es de gas, este método no mantendrá una presión constante en el fondo del agujero, ya que el gas dilata al ascender dentro del anular. Mezclar lodo (Mix mud), v. Preparar los fluidos de perforación, con base de agua u otros líquidos y uno o más de los diversos materiales secos para la elaboración de lodo (tales como la arcilla, materiales de densificación, substancias químicas etc.) Molécula (Molecule) s. La unidad más pequeña de un compuesto que pueda existir autónomamente. Los átomos que lo integren pueden ser diferentes, tales como los átomos de hidrógeno y oxígeno en el agua, H2O), o idénticos, como los dos átomos de hidrógeno en el hidrógeno libre, H2). Véase átomo y compuesto. Monitor (Monitor), s. Un instrumento que reporta el funcionamiento de un dispositivo de control o transmite señales si aparecen condiciones anormales en un sistema. Por ejemplo, un monitor BS&W sirve como medio mecánico de evitar la introducción de petróleo contaminado en la tubería, detectando la presencia de agua excesiva, y accionando válvulas para desviar el flujo y regresarlo a las instalaciones de deshidratación. Monóxido de carbono (Carbon monoxide), s. Un compuesto gaseoso, incoloro e inodoro de carbono y oxígeno (CO). Producto de la combustión incompleta, su inhalación es extremadamente tóxica. Montmorilonita (Montmorillonite), s. Un mineral arcilloso que se usa mucho como aditivo en el lodo de perforación. Es un silicato hidratado de aluminio que tiene la capacidad de reaccionar con tales substancias como el magnesio y el calcio. Véase bentonita. Motón (Block), s. Cualquier conjunto de poleas de la misma estructura; en mecánica, una o más poleas o roldanas instaladas para girar sobre un eje común. El bloque de la cabeza es un grupo de roldanas instaladas sobre vigas en la parte superior de la torre. La línea de perforación se guarnece sobre las roldanas del bloque de la cabeza, alternamente con las roldanas del polea viajera, el cual es elevado y bajado en la torre sobre la polea viajera y la tubería de perforación, asegurada a los elevadores, puede elevarse o bajarse. Véase corona y polea viajera. Motor (Motor), s. Un aparato hidráulico, neumático o eléctrico que se usa para hacer trabajos. Un motor no es una máquina. Muestra para pruebas de corrosión (Corrosion coupon), s. Una tira metálica que se introduce en un sistema para monitorear la relación de corrosión e indicar la eficacia de los inhibidores anticorrosivos. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 314

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 315 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Múltiple de bombas (Pump manifold), s. Un arreglo de válvulas y tubería que permita una amplia selección en el trayecto de los fluidos de succión y de descarga, entre dos o más bombas. Muñón (Journal), s. Aquella parte de un eje rotativo que gira dentro de un cojinete.

N Niple (Nipple), s. Un cople corto, tubular y roscar que se usa para formar conexiones entre las articulaciones de tubería y otras herramientas. Niple de apoyo (Seating nipple), s. Tubo especial instalado en una cadena de tubería, con contornos cepillados para empatarse con un tapón hermanado que tiene uñas de seguro. Se utiliza para sostener una válvula normal, de estrangulación o de seguridad, para sujetar una bomba o permitir la instalación de válvulas para la elevación del petróleo mediante el gas. Niple de TR deslizante (Sliding-sleeve nipple), s. Dispositivo especial instalado en una cadena de tubería, y operado por una herramienta con cable de acero (1) para abrir o cerrar los orificios, permitiendo así la circulación entre la tubería y el anular, o (2) para abrir o cerrar la producción desde intervalos alternos en un pozo. Niplear (Nipple up) , v. Véase Conectar con niples. Nivel de flujo (Fluid level), s. La distancia desde la superficie de la tierra hasta la superficie del líquido en la tubería o en la TR de un pozo. El nivel de fluido estático se mide cuando el pozo no esté produciendo y se haya estabilizado. El nivel dinámico, o de bombeo, es el punto a que desciende el nivel estático bajo condiciones de producción. Nivel de la presa (Pit level), s. La altura del lodo de perforación en las presas del lodo. No poroso (Nonporous), s. Que no contiene intersticios; sin poros.

O Obstrucción (Seal off), s. La penetración de un fluido de perforación dentro de una formación con potencial productivo, restringiendo o impidiendo la producción de la formación. Obturador (Packer), s., Un equipo agujero abajo que comprende un dispositivo sellador, dispositivo de sujeción o fijación, y pasaje interior para fluidos. Se usa para obstruir el flujo de fluidos a través del espacio anular entre la tubería y la pared del agujero, sellando el espacio entre ambos. Gen. se apareja en la cadena de tubería a cierta distancia de la zona productiva. Dilata un elemento sellador para impedir el flujo excepto por el barreno interior del obturador y dentro de la tubería. Los obturadores son clasificados según la Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 315

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 316 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

configuración, uso y método de fijación, y sí o son recuperables. Es decir, si pueden ser removidos cuando sea necesario o si deben ser sacados con cepillado y fresado para después destruirlos. Obturar v., Clausurar (p.e., con brida ciega o tapón macho). Oleaje, s. el movimiento de una plataforma móvil de perforación marina, en un sentido en línea con la línea de centro de la plataforma, especialmente el movimiento de la plataforma, de hacia adelante y hacia atrás, cuando esté atracada en una vía marítima. Operaciones con cable de acero (Wireline operations), s., plural. Meter en el pozo las herramientas mecánicas, tales como las válvulas y las herramientas de pesca, para diversas funciones. Las operaciones con cable eléctrico de acero , tales como el registro eléctrico del pozo y la perforación con cables eléctricos, involucran el uso de un conductor, el cual en los campos petroleros erróneamente se conoce cable de acero. Operador de tenazas (Lead-tong man), s. El miembro del equipo que opera las tenazas de avance durante el izaje de la tubería de perforación. Ordenes de la PCE (OCS orders), s. Reglamentos y disposiciones establecidos por el Levantamiento Geológico Norteamericano, que rigen las operaciones en las aguas territoriales norteamericanos en la Plataforma Continental Exterior. Orificio (Orifice), s. Una abertura de diámetro medido que se usa para medir el flujo del fluido a través de una tubería, o suministrar una cantidad de fluido a través de una tobera para combustible. En la medición del flujo, el orificio debe ser de diámetro menor que el diámetro del tubo. Se instala en una placa de orificio sostenido por una conexión para placa orificio.

P “Panza de tlacoache” (“possum belly”), s. 1. Un tanque receptor instalado al final de la línea de recirculación del lodo. El flujo del lodo entra al fondo del aparato y recorre sobre deflectores para controlar el flujo del lodo sobre el separador de esquisto. 2. Una caja metálica debajo de la plataforma de un camión, que contiene herramientas para la reparación de tubería. Parar (Shut down), v. Suspender el trabajo temporalmente, o parar una máquina u operación. Paro automático (Automatic shutdown), s. Un sistema en el que se usan ciertos instrumentos para controlar o mantener las condiciones de operación de un proceso. Si las condiciones se vuelvan anormales, este sistema para automáticamente el proceso y alerta al operador acerca del problema en cuestión.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 316

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 317 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

“Pata de perro” (Dog leg), s. 1. Un corto cambio de dirección del agujero de perforación, que frecuentemente forma una chaveta. Véase chaveta. 2. Una fuerte flexión permanentemente formada en algún objeto tal como un tubo. PCE (OCS), s. Abreviatura de Plataforma Continental Exterior– Outer Continental shell. Percusión (Jarring) , s. Un fuerte impacto en el vástago de perforación, mediante un percusor. (Ver percusor.) Percusor (Jar), s. Herramienta de impacto, de operación mecánica o hidráulica que imparte un fuerte impacto de ariete a los objetos en el agujero de perforación. Se usan los percusores para aflojar los objetos atascados en el agujero o para aflojar la tubería de trabajo o de perforación que se haya atorado. El impacto podrá ser aplicado hacia abajo o hacia arriba. Percusor mecánico (Mechanical jar), s. Una herramienta de percusión de operación mecánica que imparte un empuje ascendente a una pieza perdida por la operación rápida de un dispositivo disparo dentro de la herramienta. Si la pieza puede ser aflojada con un impacto ascendente, el percusor mecánico puede ser muy eficaz. También se conoce como percusor hidráulico. Pérdida de agua (Water loss), s. Véase Pérdida de fluido. Pérdida de presión (Pressure loss), s. 1. Una reducción en la fuerza ejercida por un fluido sobre una superficie; gen. ocurre porque el fluido se traslada contra la superficie; 2. El grado de presión indicada en un manómetro para la tubería de presión cuando el fluido de perforación está siendo circulado por la bomba de lodo. Las pérdidas de presión ocurren mientras se circula el fluido. Perforación a erosión (Erosion drilling), s. La expulsión, a velocidad alta, de una corriente de fluido de perforación desde las toberas de los chorros de la barrena para eliminar la roca encontrada durante la perforación. A veces se añade arena o perdigones de acero al fluido de perforación para aumentar su capacidad erosiva. Perforación neumática (Air drilling), s. Un método de perforación rotativa que usa aire comprimido como el medio de circulación. El método convencional de sacar cortes del agujero del pozo es mediante el uso de una corriente de agua o de lodo de perforación. El aire comprimido elimina los cortes con una eficiencia igual o mayor. La velocidad de penetración se eleva considerablemente con la perforación neumática. Sin embargo, el problema principal en la perforación neumática es la penetración en formaciones que contienen agua, ya que la introducción del agua al sistema reduce la capacidad del aire para eliminar los cortes.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 317

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 318 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Perforación en pozo angosto (Slim-hole drilling), s. La perforación en la que el diámetro del agujero es menor que el diámetro del agujero convencional en una profundidad dada. Esta reducción del diámetro del agujero le permite al operador introducir TR´S de diámetro menor, reduciendo así el costo de la terminación. Véase Terminación miniatura. Perforación rotativa (Rotary drilling), s. Un método de perforación en el que se perfora un agujero con una barrena rotativa, a la que se le aplique una fuerza descendente. La barrena está sujetada y es girada por el vástago de perforación, el cual también forma un pasaje a través del cual se circula el fluido de perforación. Se añaden articulaciones adicionales de tubería de perforación conforme que progrese la perforación. Perforador (Driller), s. El empleado directamente encargado de la plataforma de perforación o reparación y su personal. Su responsabilidad principal es la operación de los equipos de perforación e izaje, pero también es responsable por la condición del pozo agujero abajo, la operación de las herramientas agujero abajo y el diámetro de la tubería que se utilice. Perforar (Drill), v. Barrenar un agujero en la tierra, usualmente para descubrir y extraer los fluidos de las formaciones del subsuelo, tales como el petróleo y el gas. Perforar bajo presión (Drill under pressure), s. Llevar a cabo operaciones de perforación mientras que se mantiene un sello (por lo regular, con cabeza rotativa) para que no vuelen los fluidos de la perforación. Es conveniente la perforación bajo presión, ya que la tasa de penetración es relativamente rápida. Sin embargo, esta técnica requiere una cautela extremosa. Pérdida por la filtración (Filtration loss), s. La merma de la parte líquida del lodo de perforación dentro de las formaciones permeables. Pérdida del filtro (Filter loss), s. La cantidad de fluido que pueda ser suministrado a través de un medio filtrante permeable después de estar sujeto a una presión diferencial predeterminada durante un período predeterminado. Pérdida de flujo (Fluid loss), s. La migración indeseable, dentro de una formación, de la parte líquida del lodo de perforación o lechada de cemento. Frecuentemente se mitiga o evita por la añadidura de aditivos al lodo. Perforación en seco (Dry drilling), s. Una operación de perforación en la que no se recirculan los fluidos hasta la superficie. (Esto frecuentemente causa la pérdida de circulación.) Sin embargo, el fluido generalmente es circulado dentro del pozo para enfriar la barrena. Véase perforación a ciegas.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 318

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 319 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Permeabilidad (Permeability), s. 1. Un medición de la facilidad con el que los fluidos puedan fluir a través de una roca porosa; 2. La conductividad de los fluidos en un medio poroso. 3. La capacidad de un fluido de fluir dentro de la red de poros interconectados de un medio poroso. Véase permeabilidad absoluta, permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa. Peso en la barrena (Weight on bid), s. La diferencia entre el peso neto del vástago entero de perforación, y el peso reducido que resulta cuando la barrena descansa en el fondo. Presión de la sobrecapa (Overburden pressure), s. La presión ejercida por la sobrecapa o la formación destinada para la perforación. Petróleo (Petroleum), s. Una substancia que ocurra naturalmente en la tierra. Integra principalmente unas mezclas de compuestos químicos de carbón e hidrógeno, sin o con otros elementos no metálicos tales como el azufre, oxígeno y nitrógeno. Los compuestos que lo integran podrán ser en la fase gaseosa, líquida o sólida, según su naturaleza y las condiciones imperantes de temperatura y presión. PFA, s., Abreviatura de Presión al Fondo del Agujero. Pieza sustituta, s. (“sub”). Una sección de tubería, corta y roscada, que se usa para adaptar unos componentes de la cadena de perforación que de otra manera no pueden ser roscados por las diferencias de diseño o del paso de la cuerda. Una pieza sustituta también puede desempeñar alguna función especial. Las piezas de sustitución para izaje se utilizan con los collares de perforación, ofreciendo un hombro para acomodar los elevadores de la tubería de perforación. Una pieza sustituta para la conservación del cuadrante se coloca entre la tubería de perforación y el cuadrante para evitar un exceso de desgaste de las cuerdas del cuadrante y la cuerda de la tubería de perforación. Se utiliza una pieza sustituta flexionada al perforar un agujero direccional. “Sub” es abreviatura de “substituto.” Pieza sustituta angular, s. También se llama pieza submarina flexionada. Véase pieza submarina. Pieza sustituta de barrena (Bit sub), s. Una pieza sustituta introducida entre el cuello de perforación y la barrena. Véase sustituto. Pieza sustituta de conservación, s. Aparato aparejado en el vástago de perforación para absorber una gran parte del desgaste entre las articulaciones frecuentemente rotas (como entre el cuadrante y la tubería de perforación.) Véase Pieza sustituta de conservación del cuadrante. Pieza sustituta del cuello, s. Una pieza de sustitución entre la cadena de tubería de perforación y los collares de perforación. Véase sustituto.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 319

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 320 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Pieza sustituta flexionada (Bent sub), s. Un pequeño y corto dispositivo cilíndrico que se instala en la tubería de perforación, entre el cuello inferior de perforación y el motor de lodo agujero abajo. La función de la pieza submarina flexionada es de flexionar el motor del lodo del plano vertical para efectos de perforación de agujeros direccionales. Véase vástago de perforación. Pieza sustituta de protección del cuadrante (Kelly saber sub), s. Una pieza sustituta que se instala en el vástago de perforación, entre el cuadrante y la tubería de perforación. Las cuerdas en la tubería de perforación corresponden a las de la pieza sustituta, mitigando el desgaste del cuadrante. Pieza sustituta de traspaso (Crossover sub), s. Una pieza sustituta que se emplea entre cuerdas de diámetro menor o tipos pequeños en el conjunto del vástago de perforación. Piso de perforación (Drill floor), s. También se llama el piso de la plataforma o el piso de la torre. Véase piso de la plataforma. Piso del Equipo (Rig floor), s. El área inmediata que circunda la mesa rotativa y extiende a cada esquina de la torre o del mástil; el área directamente arriba de la subestructura en la que descansan el malacate, la mesa rotativa etc. También se llama piso de la torre y piso de perforación. Pistón de suabeo, s. Un cilindro hueco, con superficie de goma, instalado sobre un mandril ahuecado con junta de pasador en el extremo superior para conectar la línea de suabeo. Una válvula de retención que abre hacia arriba en el extremo inferior ofrece un medio de sacar el fluido del pozo cuando la presión sea insuficiente para apoyar el flujo. Plataforma elevable de perforación (Jackup drilling rig), s. Una estructura marina de perforación con patas tubulares o tipo torre, que apoyan la cubierta y el casco. Cuando se coloque sobre el sitio de perforación, las puntas de las patas descansan sobre el fondo del mar. La plataforma elevable es remolcada o propulsada hasta la obra, estando retraídas las patas. Cuando las patas se hayan colocado sólidamente sobre el fondo, se ajusta y nivela la altura de la cubierta y del casco. Plataforma semisumergible de perforación (Semisubmersible drilling rig), s. Una estructura flotante de perforación marina cuyos cascos son sumergidos en el agua pero no descansan sobre el fondo del mar. En la cubierta se han acomodado viviendas, almacenamiento etc. Las plataformas semisumergibles o son automotrices o son remolcadas al sitio de perforación; o son ancladas o dinámicamente posicionadas sobre el sitio, o ambas cosas. Los semisumergibles son más estables que las embarcaciones perforadoras y se usan extensamente en la perforación de pozos de exploración en aguas tan turbulentas como las del Mar del Norte.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 320

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 321 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Pluma (Boom), s. Un brazo móvil, de acero tubular o de barras, que se emplea en algunos tipos de grúas o torres para apoyar los cables de izaje que sostienen la carga. Poise (Poise), s. La viscosidad de un líquido, en la que una fuerza de 1 dina (unidad de medición de pequeñas cantidades de fuerza), ejercida en tangente sobre una superficie de 1 cm² de cualquiera de dos planos paralelos a distancia de 1 cm. uno de otro, desplazará un plano a razón de 1 cm. por segundo respecto al otro plano, estando llenos del líquido el espacio entre ambos planos. “POP”, s. Abreviatura de “Putting on the Pump” (Arrancando la Bomba). Se usa en los reportes de perforación. Poro (Pore), s. Una abertura o espacio dentro de una roca o masa de rocas, gen. pequeños y a menudo llenos de algún fluido (agua, petróleo, gas o todos estos). Compárese con drusa. Porosidad (Porosity), s. La condición de algo que contenga poros (como una formación rocosa). Véase poro. Porta TR´S (Casing hanger), s. Dispositivo circular con arreglo de sujeción friccional, que se utiliza para suspender la TR dentro del pozo. Posicionamiento dinámico (Dynamic positioning), s. Un método mediante el cual una plataforma flotante de perforación marina es mantenida en su posición sobre el sitio de un pozo marino. Por lo general, varias unidades de propulsión, conocidas como empujadores, están instalados en los mamparos de la estructura, y son accionados por un sistema detector. Un computadora, a la que el sistema alimenta señales, dirige a los empujadores para que mantengan la plataforma en su posición. Pozo (Well), s. El agujero formado por la barrena de perforación. Podrá ser descubierto, revestido o ambos. También se llama agujero del pozo, barreno o agujero. Pozo de auxilio (Relief well), s. Un pozo perforado cerca y desviado hasta un pozo descontrolado, para controlar el pozo descontrolado. Véase pozo descontrolado. Pozo muerto (Dead well), s. 1. En un tanque de almacenamiento de petróleo, las escaleras, el petróleo o el gas provisional o permanentemente instalados. 2. Un pozo brotado y controlado. Pozo sumidero (Sump pit), s. También se llama presa de succión. Véase Presa de succión. Presa de asentamiento (Settling pit), v. La presa de lodo que se excava en la tierra para recibir el lodo recirculado del pozo y permitir la sedimentación de los sólidos del lodo. Hoy en día los tanques de acero para lodo son más comunes, junto con diversos accesorios para el control rápido y eficiente de los sólidos. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 321

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 322 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Presa de fango (Slush pit), s. Término antiguo de presa de lodos. Véase Presa de lodos. Presa de lodos (Mud pit)s. Una presa abierta, excavada en la tierra para contener el fluido de perforación o los desechos descartados después del tratamiento del lodo de perforación. En algunas operaciones de perforación, se utilizan las presas de perforación para la succión hacia las bombas de lodo, el asentamiento de los sedimentos del lodo y el almacenamiento de lodos de reserva. Actualmente son mucho más comunes los tanques de acero para estas funciones, pero a veces siguen siendo llamados “presas.” Presa de reserva (Reserve pit), s. 1. (Obsoleto) Una presa de lodos en el que se almacenó un suministro de fluido para perforación. 2. Una presa para desechos, gen. una presa excavada con paredes de tierra. Podrá ser revestida con plástico para evitar la contaminación del suelo. Presa de succión (Suction pit), s. También se llama tanque de succión o presa de succión de lodo. Véase Tanque de succión. Presión (Pressure), s. La fuerza que ejerce un fluido (líquido o gas) uniformemente y por todos sentidos dentro de un recipiente, tubería, agujero etc., tal como la que se ejerce contra la pared de la TR en un tanque, o la que ejerce el lodo de perforación en el fondo del agujero del pozo. La presión es expresada en términos de fuerza ejercida por unidad de área, como en libras por pulgada cuadrada (psi) o gramos por centímetro cuadro o kilogramos por centímetro cuadrado (“baras”). Presión anormal (Abnormal pressure), s. Una presión que excede o está por debajo de la presión normal esperada a una profundidad dada. La presión normal se eleva a razón de aproximadamente 0.465 psi por pie de profundidad (10.5 kPa por metro de profundidad.) Por lo tanto, la presión normal a 10,000 pies es de 4,650 psi. La presión anormal a esta profundidad podría ser mayor o menor que 4,650 psi. Véase gradiente de presión. Presión atmosférica (Atmospheric pressure), s. La presión ejercida por el peso de la atmósfera. Al nivel del mar, dicha presión es de aproximadamente 14.7 psi (101.325 kPa), conocida a menudo como 1 atmósfera. Presión básica (Base pressure), s. La presión a la que se calculan los volúmenes de gas, independientemente de la presión a la que se midan. La presión básica convencional para los cálculos en los Estados Unidos varía de un estado a otro. Por ejemplo, un pie cúbico estándar de gas en Texas no es el mismo que un pie cúbico estándar de gas en Louisiana. Presión de bombeo (Pump pressure), s. La presión de un fluido, generada por la operación de una bomba. Presión cerrada en la tubería de revestimiento (Shut in casing pressure), s. La presión del fluido del anular sobre la TR cuando el pozo está cerrado. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 322

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 323 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Presión en la TR (Casing pressure), s. La presión acumulada en un pozo, entre la TR y la tubería de trabajo, o la TR y la tubería de perforación. Presión cerrada al fondo del agujero (Shut in bottomhole pressure), s. La presión al fondo del agujero cuando estén completamente cerradas las válvulas en la superficie del pozo. La presión es causada por los fluidos que existen en la formación al fondo del pozo. Presión cerrada en la tubería de perforación (Shut in drill pipe pressure, s. La presión del fluido de perforación sobre el interior del vástago de perforación; úsase para medir la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de la formación cuando se cierre el pozo después de un brote, y estando apagada la bomba del lodo. Presión de cierre (Shut in pressure), s. La presión cuando un pozo esté completamente cerrado, tal y como marca un medidor instalado en las válvulas de control en la superficie. Cuando esté en marcha la perforación, la presión de cierre debe ser cero, ya que la presión ejercida por el fluido de perforación debe ser igual o mayor que la presión ejercida por las formaciones a través de las que pasa el agujero del pozo. Sin embargo, en un pozo en flujo y producción, la presión de cierre debe ser mayor que cero. Presión de circulación (Circulating pressure), s. La presión generada por las bombas de lodo, y ejercida sobre el vástago de perforación. Presión diferencial (Differential pressure), s. La diferencia entre la presión de dos fluidos. P.e., la diferencia entre la presión en un yacimiento y en un agujero perforado en el yacimiento, al nivel del mar y a 10,000 pies. También se conoce como diferencia entre presiones. Presión estándar (Standard pressure), s. La presión ejercida por una columna de mercurio con altura de 760 mm., el equivalente de 14.7 psia. Compárese con presión básica. Presión al fondo del agujero (Bottomhole pressure), s. 1. La presión al fondo del agujero de barrenado. Es causada por la presión hidrostática del fluido de perforación en el agujero y, a veces, por la contrapresión conservada en la superficie; p.e., cuando el pozo esté cerrado en los preventores. Cuando se esté circulando el lodo, la presión al fondo del agujero es la presión hidrostática más la presión de circulación remanente que se necesite para que el lodo ascienda por el anular. 2. La presión en un pozo en un punto frente a la formación de producción, registrada por una bomba medidora de la presión al fondo del agujero. Véase bomba de presión al fondo del agujero. Presión de la formación (Formation pressure), s. La fuerza ejercida por los fluidos en una formación, registrada en el agujero al nivel de la formación, estando cerrado el pozo. También se conoce como la presión del yacimiento o la presión cerrada del fondo del agujero. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 323

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 324 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Presión normal de la formación (Normal formation pressure), s. Una presión de los fluidos en la formación, equivalente a 0.465 psi por cada pie de profundidad desde la superficie. Se considera normal una presión de la formación de 4,650 psi a 10,000 pies. Presión de reventón (Burst pressure), s. El esfuerzo interno en la TR u otra tubería. La presión de reventón se alcanza cuando la presión interna en el tubo es mayor que su presión externa, causando el reventón del tubo. Presión de reventón de la TR (Casing burst pressure), s. La cantidad de presión que, al aplicarse a una cadena de perforación, hace fallar la pared de la TR. Dicha presión es de importancia crítica cuando se circule un brote fuera del pozo, porque el gas rumbo a la superficie dilata y ejerce más presión que la que ejercía al fondo del pozo. Presión superficial (Surface pressure), s. La presión medida al cabezal del pozo. Presión en la tubería (Drillpipe pressure), s. La presión sobre la tubería en un pozo, a la altura del cabezal del pozo. Presión en la tubería de perforación (Drill pipe pressure), s. La cantidad de presión ejercida dentro de la tubería de perforación por la presión de la circulación, la introducción de la presión de la formación dentro del pozo, o ambas. Presión del yacimiento (Reservoir pressure), s. La presión en un yacimiento. Preventor (Preventer), s. 1. Abreviatura de preventor de reventones. 2. Una de varias válvulas instaladas en el cabezal del pozo para evitar el escape de presiones o en el espacio anular entre la TR y la tubería de perforación, o en un agujero abierto (es decir, un agujero sin tubería de perforación) durante las operaciones de terminación de la perforación. Los preventores en las plataformas terrestres están instalados debajo de la plataforma, a la superficie de la tierra; en las plataformas levantables o marinas, a la superficie del agua; en las plataformas marinas flotantes, en el fondo del mar. Véase preventor anular, preventor interior y preventor tipo ariete. Preventor anular (Annular blowout preventor), s. Una válvula grande, que por lo general se instala más arriba de los preventores de ariete, formando un sello en el espacio anular entre la tubería y el agujero del pozo o bien, si no hay tubería, sobre el agujero mismo del pozo. Compárese con preventor tipo ariete. Preventor de ariete (Ram preventer), s. También se conoce como preventor tipo ariete. Véase Preventor tipo ariete.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 324

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 325 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Preventor tipo ariete (Ram blowout preventer), s. Preventor que usa arietes para sellar la presión en un agujero sin o con tubería. También se conoce preventor de ariete. Preventor de ariete ciego (Blind ram preventer), s. Un preventor cuyos elementos de cierre son arietes ciegos. Véase ariete ciego. Preventor de dardo (Dart-type blowout preventer), s. Un preventor interior, instalado en el interior del vástago de perforación cuando el pozo brote a través del vástago de perforación. Es enchufado en la posición abierta y luego se cierra contra la presión. La válvula que se cierra parece dardo - de ahí el nombre. Preventor interior (Inside blowout preventer), s. Una válvula instalada en el vástago de perforación para evitar reventones a través del vástago. Así que, solo el flujo descendente es posible, permitiendo la introducción del lodo a bombeo pero impidiendo el reflujo por el vástago. También se conoce como preventor interno. Preventor interno (Internal blowout preventer), s. También se conoce como preventor interior. Véase Preventor interior. Preventor marino (Subsea blowout preventer), s. Un preventor instalado en el fondo del mar para ser usado por una plataforma flotante de perforación marina. Preventor rotativo (Rotating blowout preventer), s. También se llama cabeza rotativa. Véase Cabeza rotativa. Preventor con arietes de corte (Shear ram preventer), s. Un preventor que usa arietes de corte como los elementos de cierre. Véase Ariete de corte. Preventor tipo ariete de tubo (Pipe ram preventer), s. Un preventor que usa arietes de tubo como los elementos de cierre. Véase ariete de tubo. Profundidad (Depth), s. 1. La distancia hasta donde se haya perforado un pozo, estipulado en un contrato de perforación como la profundidad contratada. La profundidad total es la profundidad después de terminado el pozo. 2. En las plataformas marinas de perforación, la distancia desde la base de la plataforma o embarcación, hasta la cubierta continua superior. 3. La máxima presión que un buzo alcanza durante el buceo, expresada en pies (o metros) de agua del mar. Profundidad de apoyo de la TR (Casing point), s. La profundidad a la que se extiende la TR dentro del agujero cuando la TR quede apoyada. Profundidad total (Total depth), s. La máxima profundidad alcanzada por un pozo. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 325

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 326 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Profundidad vertical verdadera (True vertical depth), s. La profundidad de un pozo, medido desde la superficie en línea recta hasta el fondo del agujero. La profundidad vertical verdadera de un pozo podrá ser muy diferente de su Profundidad Medida, ya que los pozos casi nunca se miden en forma exactamente vertical. Prueba de goteo (Leak off test), s. Una presionización gradual de la TR, después de instalados los preventores, para que se estime la presión de fractura de la formación a la altura del asiento de la TR. Psi (Pound per square inch), s. Abreviatura de libras por pulgada cuadrada. Puente (Bridge), s. 1. Una obstrucción en el agujero del pozo, usualmente causada por el derrumbe de la pared del agujero, o la intrusión de una piedra bola. 2. Una herramienta introducida en el agujero para retener el cemento u otro material; podrá ser removido posteriormente o sacado con perforación, o puede quedar permanentemente. Puenteo, material de (Bridging material), s. El material fibroso, de hojuelas o granos, que se añade al lechado de cemento o al fluido de perforación para asistir en el sellado de las formaciones donde se haya perdido la circulación. Véase pérdida de circulación y material de la pérdida de circulación. Puerta-en-V (V-door), s. Una abertura al nivel del piso en un lado de una torre o mástil. La puerta-en-V está frente al malacate y se usa como entrada para la introducción de tubería de perforación, TR y demás herramientas desde la rejilla de tubería. El nombre proviene del hecho de que en las antiguas torres convencionales, la abertura tenía la forma de una letra “V” invertida. Punto de atascamiento (Stuck point), s. La profundidad del agujero a la que se ha atascado el vástago de perforación, la tubería o la TR. Punto de burbujeo (Punto de burbuja), s. 1. La temperatura y la presión a las que una parte de un líquido empiecen a convertirse en gas. P.e., si cierto volumen de líquido se mantiene a una presión constante pero se eleva su temperatura, se alcanza el punto cuando empiezan a formarse burbujas de gas en el líquido. Esto es el punto de burbujeo. Así mismo, si se mantiene cierto volumen de líquido a presión constante pero se reduce la presión, el punto en que empiece a formarse el gas es el punto de burbujeo. Compárese con “punto de rocío.” 2. La temperatura y la presión a las que el gas mantenido en solución en el petróleo crudo, brote de la solución como gas libre. Punto cedente (Yield point), s. El máximo esfuerzo que un sólido pueda soportar sin sufrir deformación permanente, o por el flujo plástico o por la ruptura. Véase resistencia tensora.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 326

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 327 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Punto de fijación de la TR, s. La profundidad en un pozo al que se fije la TR. Por lo regular, la profundidad a la que descansa la zapata de la TR. Punto de ebullición (Boiling point), s. La temperatura a la que la presión del vapor de un líquido iguale la presión ejercida sobre el líquido por la atmósfera circundante. El punto de ebullición del agua son 212°F ó 100°C a presión atmosférica (14.7 psig o 101.325 kPa). Punto de partida (Kickoff point), s. La profundidad en un pozo vertical donde se inicie un agujero desviado o inclinado. Se utiliza en la perforación direccional. Purga (Blowdown), s. 1. El vaciado o despresionizado de material en un recipiente; 2. El material eliminado. Puzolana (Pozzolan), s. Un material silíceo, natural o artificial, gen. se añade a las mezclas de Cemento Portland para impartir ciertas propiedades deseadas. Añadidas a los cementos para pozos petroleros, las puzolanas reducen el peso y la viscosidad de la lechada, mejoran la resistencia al ataque de los sulfatos e influyen tales factores como el tiempo de bombeo, la resistencia final y la estanqueidad contra el agua. PVP, s. Abreviatura de Prueba del Vástago de Perforación (“Drill String Test” - DST). PVT (Pit volume totalizer), abreviatura de Totalizador de Volumen de la Presa (véase). 2. Presión, Volumen y Temperatura. Véase Análisis de presión, volumen y temperatura. PVV,s. Abreviatura de Profundidad Vertical Verdadera.

Q Quebracho, s. Un árbol sudamericano, fuente del extracto de tanino, el cual ha sido usado ampliamente como agente diluyente del lodo de perforación, pero hoy en día rara vez se usa. Quiebre (Twistoff), s. Una rotura completa de la tubería, causada cuando la fuerza rotativa parta un tubo dañado. Quiebre de la velocidad (Drilling break), s. Un aumento súbito en la relación de la perforación de la barrena. A veces indica que la barrena ya penetró una zona de alta presión, advirtiendo así un posible brote. Quebrar (Twist off), v. Partir o hendir tubería de perforación o collares de perforación, principalmente por la fatiga metal en la tubería o el mal manejo.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 327

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 328 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

R Ranura de la chaveta (Key seat), s. 1. Un canal o surco cortado en el lado del agujero de un pozo, y en paralelo al eje del pozo. Una ranura de chaveta se produce arrastrando la tubería sobre una curva aguda en el agujero. 2. Un surco cortado en paralelo al eje de una flecha o el barreno de una polea. Ratonear, v. Reducir el diámetro de un agujero del pozo y perforar hacia adelante. Ratonera (Rathole), s. 1. Un agujero en el piso de la plataforma, de 30-35 pies (9-11 mts.) de profundidad, revestido con tubo TR que se proyecta más arriba del piso, en el que se instalan el cuadrante y el giratorio para las operaciones de izaje; 2. Un agujero de diámetro menor que el agujero principal, perforado en el fondo del agujero principal. Recalcadura de la tubería (Pipe upset), s. Aquella parte de la tubería que presente un brusco aumento de dimensiones. Recalcadura externa (External upset), s. Una pared de espesor extragrueso en el exterior del extremo roscado de la tubería de perforación o algún tubo. Los tubos/ tubería con recalcadura externa no tienen diámetro uniforme por toda su longitud, pero sus extremos han sido ampliados. Compárese con recalcadura interna. Recalcadura interna (Internal upset), s. Una pared interior extragruesa en el extremo de la tubería de trabajo o tubería de perforación al punto donde está roscada para compensar el metal eliminado en la roscadura. A diferencia de la tubería convencional de perforación, cuyo espesor extra está en el exterior, la tubería de perforación con recalcadura interior tiene el espesor extra en el interior, y una pared uniforme y recta por fuera. Compárese con recalcadura externa. Recirculaciones (Returns), s., plural, El lodo, cortes etc. que circulan hacia arriba por el agujero hasta la superficie. Recirculaciones perdidas (Lost returns), s. También se llaman circulación perdida. Véase circulación perdida. Rectificador Controlado por Silicio (Silicon controlled rectifier), v. Dispositivo que cambia la corriente alterna a la corriente directa por una compuerta controlada por silicón. Comúnmente se llama SCR o tiristor. Refrenar, v. Amarrar con un cable para acortar una distancia. Registrador de la densidad del lodo (Mud density recorder), s. Dispositivo que automáticamente registra el peso o la densidad del fluido de perforación mientras que circula en un pozo. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 328

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 329 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Registrador del nivel del lodo (Mud level recorder), s. Dispositivo que mide y registra la altura (nivel) del fluido de perforación en las presas de lodo. El nivel del lodo en las presas debe quedar más o menos constante durante la perforación de un pozo. Sin embargo, si asciende el nivel, entonces existe la posibilidad de un brote o reventón. A la inversa, si cae el nivel, entonces habrá ocurrido una pérdida de circulación. Registrador de la densidad del lodo, s. Un instrumento, instalado en las presas de lodo, con un registrador instalado en el pozo de la plataforma que ofrece una lectura continua del peso del lodo. Registrar (Record), s. 1. Asentar datos. Véase registro. 2. Medir la longitud de una tubería al meterla al agujero. Registro (Log), s. Una recopilación sistemática de datos, tales como un registro del perforador, registro de lodos, registro eléctrico del pozo, o registro de radiactividad. Se operan muchos registros diferentes en los pozos para obtener diversas características de las formaciones agujero abajo. Registrador del nivel de la presa (Pit level recorder), s. Véase Indicador del nivel de la presa. Registrador del volumen de la presa (Pit volume recorder), s. El medidor en la posición del perforador que registra los datos procedentes del indicador del nivel de la presa. Regulador (Regulator), s. Dispositivo que regula la presión o volumen de un fluido que fluye en una línea, y mantiene la presión o volumen en un nivel predeterminado. Relación de cierre (Closing ratio), s. La relación entre la presión en el agujero y la presión del pistón de operación, que se necesita para cerrar los arietes de un preventor. Revestido (Cased), a. Se refiere a un agujero de pozo en el cual haya sido colocado y cementado una TR. Véase TR. Revestir con cemento (Cement casing), v. Rellenar con cemento el anular entre la TR y la pared del agujero para apoyar la TR y evitar la migración de los fluidos entre las zonas permeables. Velocidad de goteo (Leak-off rate), s. La relación a la que un fluido de fractura sale de la fractura y entra a la formación que circunda la fractura. Por lo general es deseable que los fluidos de fractura tengan una baja relación de goteo (es decir, muy poco fluido debe entrar a la formación fracturada) para que la fractura se extienda mejor dentro de la formación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 329

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 330 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Velocidad de penetración (Rate of penetration), s. Medida de la velocidad a que perfora la barrena dentro de las formaciones; usualmente se expresa en pies (metros) por hora o minutos por pie (metro). También se le conoce por su acrónimo en Inglés: ROP Rellenar el agujero (Fill the hole), s. Bombear fluido de perforación por el agujero del pozo mientras se saca la tubería, para asegurar que el agujero siga lleno de fluido aunque la tubería sea retirada. Rellenar el agujero disminuye el peligro de reventones o del aplastamiento de las paredes del agujero. Remover tubería, (Strip pipe ), v. 1. Sacar el vástago de tubería del agujero estando cerrados los preventores; 2. Sacar del agujero, al mismo tiempo, el vástago de perforación y la tubería de deslave; 3. Remover del vástago de perforación, una articulación o lingada de tubería. Reparación (Workover), s. La ejecución de una o más operaciones correctivas en un pozo petrolero productivo para aumentar su producción. Algunos ejemplos de los trabajos de reparación incluyen la profundización, el retapontamiento, la extracción y recolocación de TR´S, la introducción de cemento a extrusión, etc. Reparar (Work over), v. Llevar a cabo una o más de diversas operaciones correctivas en un pozo petrolero productivo para aumentar su producción. Algunos ejemplos de los trabajos de reparación incluyen la profundización, el retapontamiento, la extracción y recolocación de TR´S, la introducción de cemento a extrusión, etc. Reporte diario de perforación (Daily drilling report), s. Un registro de las operaciones en una plataforma de perforación en operación, requisitado cada día. Véase reporte del perforador. Reporte de lodos (Mud report), s. Una forma especial, requisitado por el encargado de los lodos, registrando las propiedades del lodo que se utiliza en la perforación de un pozo. Reporte del perforador (Driller´s report), s. Un documento mantenido en la plataforma por cada turno, indicando el número de pies de perforación, los ensayos realizados en los fluidos perforados y otros conceptos relevantes. Resistencia al reventón (Burst strength), s. La presión interna que pueda causar el reventón de una tubería. Resistencia a la tensión (Tensile strength), s. El mayor esfuerzo longitudinal que un metal pueda sostener sin desgarrarse. La resistencia de un metal a la tensión es mayor que el esfuerzo cedente. Respaldar (Back up), v. Sostener una sección de un objeto, tal como una tubería, mientras se le conecta o desconecta otra sección. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 330

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 331 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Retroceder , v. Desatornillar una pieza roscada (como una sección de tubería) de otra. Reventón (Blowout), s. Un flujo descontrolado de gas, petróleo u otro fluido del pozo hacia el ambiente. Un reventón o “pozo surgiente” puede ocurrir cuando las presiones en la formación excedan las presiones aplicadas al pozo por la columna del fluido de perforación. Un brote advierte un reventón inminente. Véase presión de la formación y brote. Reventón inminente (Impending blowout), s. Síntomas o señas oportunas de un reventón. Reventón subterráneo (Underground blowout), s. Un flujo descontrolado de gases, agua salina u otro fluido desde el agujero del pozo y hasta otra formación que haya sido penetrada por el agujero del pozo. Revestimiento (Casing), s. 1. Un tubo de acero introducido en un pozo de petróleo o gas conforme que avance la perforación, para que no se derrumbe la pared del pozo durante las operaciones de perforación, para evitar la filtración de fluidos y ofrecer un medio de extraer el petróleo si el pozo resulta productivo. 2. Un tubo reemplazable que se instala dentro del cilindro de una máquina o bomba. Revestimiento de protección (Protection casing), s. Una cadena de TR instalada a mayor profundidad que la TR superficial para proteger una sección del agujero, y para que continúe la perforación hasta mayores profundidades. A veces se llama cadena intermedia de TR. Revestimiento de malla (Screen liner), s. Un tubo perforado y arreglado con una envoltura de alambre para servir como criba, para evitar o mitigar la entrada de las partículas de arena dentro del agujero del pozo. También se llama tubo de malla. Revestimiento de superficie (Surface casing), s. También se llama tubería de superficie. Véase Tubería de superficie. Roca (Rock), s. Un agregado de varios minerales. Las rocas son clasificadas en tres grupos, basadas en su modo u origen: ígnea, metamórfica y sedimentaria. Roca sedimentaria (Sedimentary rock), s. Roca compuesta de minerales transportados a su actual localización por el viento o el agua. La arenisca, el esquisto y la caliza son rocas sedimentarias. Roca de yacimiento (Reservoir rock), s. Una roca permeable que contiene apreciables cantidades de petróleo o gas.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 331

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 332 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Rodillos para el buje del cuadrante (Kelly bushing rollers), s. rodillos en el buje del cuadrante que ruedan sobre las caras planas del cuadrante, dejando que el cuadrante ascienda o descienda libremente. También se llaman rodillos impulsores. “ROP”, s. Abreviatura de “rate of penetration,” velocidad de la penetración. Rotaria, s. La máquina que se usa para impartir energía rotativa al vástago de perforación mientras que permite el movimiento vertical de la tubería para la perforación rotativa. Las modernas máquinas rotativas tienen un componente especial, el buje rotativo, para girar el buje del cuadrante, permitiendo el movimiento vertical del cuadrante mientras que gira el vástago. rpm, s. Revoluciones por minuto.

S Sacar a presión, (“Strip in”) v. 1. El proceso de elevar el vástago de tubería dentro del agujero del pozo cuando el pozo esté cerrado en un rebote. 2. El proceso de remover una tubería en un pozo a presión. Sarta de trabajo (Work string), s. La cadena de tubería de perforación, o de tubería suspendida en un pozo, a la que se conecta una herramienta o aparato especial que se emplea para desempeñar una función especial, tal como la extrusión del cemento o la busca de piezas perdidas. Sacar tubería (Take out) , s. Extraer tubería de trabajo o de perforación del agujero, y colocarla en la posición horizontal en la rejilla para tubería. Saco (Sack), s. Un envase para cemento, bentonita, ilmenita, barita, cáustica etc. Los sacos (bolsas) contienen las siguientes cantidades: Cemento 94 lbs. (1 pie cúbico) Bentonita 100 lbs. Ilmenita 100 lbs. Barita 100 lbs. Sal (Salt), s. Un compuesto que se forma (junto con el agua) por la reacción entre un ácido y una base. Un sal común (sal de mesa) es el cloruro de sodio, NaCl, derivada de la combinación del ácido clorhídrico, HCl, con el hidróxido de sodio, NaOH. El resultado es el cloruro de sodio con agua, H2O. La ecuación química de este proceso es como sigue: HCl + NaOH - > NaCl + H2O

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 332

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 333 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Otra sal, por ejemplo, es el sulfato de calcio, CaSO4, cuando el ácido sulfúrico, H2SO4 es combinado con el hidróxido de calcio, Ca (OH)2. Salir del agujero (Come out of the hole), v. Sacar del agujero el vástago de perforación. Este retiro es necesario para cambiar la barrena, cambiar de un sacanúcleos a una barrena, hacer registros eléctricos, preparar para pruebas del vástago de perforación, introducir TR´S, etc. Sangrar (Bleed), s. Drenar líquido o gas, por lo general lentamente, mediante una válvula llamada grifo de purga. Desangrar significa liberar lentamente la presión de un pozo o de equipos presurizados. Sarta (String), s. Toda la longitud del revestimiento, tubería, vástagos de succión o tubería de perforación que se introduzca en un agujero. Sarta mixta (Mixed string), s. Una cadena combinada. Véase cadena de TR. Sarta de macarrón (Macaroni string), s. Una sarta de tubería, o tubo de diámetro bajo, gen. de 3/4” o 1” de diámetro. Sarta de tubería de perforación (Drill string), s. La columna, o cadena, de tubería de perforación, estando sujetadas las articulaciones para herramientas, que transmite fluido y energía rotativa desde el cuadrante hasta los collares y la barrena. Muchas veces, en especial en el campo petrolero, el término se aplica generalmente tanto a la tubería de perforación como a los collares de perforación. Compárese con vástago de perforación. Scf, s. Abreviatura de “standard cubic feet” (pies cúbicos estándar). SCR, s., Abreviatura de “Silicon Controlled Rectifier” Rectificador de Silicón Controlado. Sedimentación (Sedimentation) , s. El proceso del depósito de capas de roca o arena conforme que se asiente el material en el agua, hielo u otros materiales. Sellar (Seal), v. Cerrar o proteger contra un flujo de fluido. Sellar con lodo (Mud-off), s. 1. Sellar el hoyo contra la formación de los fluidos, permitiendo la acumulación de la costra en la pared. 2. Obstruir el flujo del petróleo dentro del agujero del pozo. Sencillo (Single), s. Una sola articulación de tubería de perforación. Compárese con, doble, triple, cuádruple. Vibrador (Shaker), s. Forma corta de separador de esquisto. Véase Separador de esquisto. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 333

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 334 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Saranda vibradora (Shale shaker), s. Una criba vibratoria que se usa para sacar los cortes del fluido de circulación en las operaciones de perforación rotativa. El tamaño de las aberturas en la criba debe ser seleccionada con cuidado, usando el tamaño más pequeño posible que permita un 100% del flujo del fluido. También se llama separador. Separador de lodo-gas (Mud-gas separator), s. Dispositivo que separa el gas del lodo saliente del pozo cuando éste haya sido cortado con gas, o cuando se esté circulando un brote. SIBHP, v. Abreviatura de “Shut-in bottom hole pressure”, Presión de cierre al fondo del agujero.” Usase en los reportes de perforación. SICP, v. Abreviatura de “Shut-in casing pressure”, Presión de Cierre de la TR. SIDPP, v. Abreviatura de “Shut-In drill pipe pressure”, Presión de cierre de la TP. Se usa en los reportes de perforación. Sincrónico (Synchronous), a. Que ocurre al mismo momento. Para el caso de dos o más generadores, significa fases sincronizadas. Sitio del pozo (Well site), s. También se llama la localización del pozo. Véase Localización. Sobrealimentar (Supercharge), v. Aplicar una carga de aire a la toma de una máquina de combustión interna, a presión mayor que la presión de la atmósfera circundante. Sobrecapa (Overburden), s. Los estratos de piedra que yacen más arriba del estrato de interés en la perforación. Sosa cáustica (Caustic soda), s. Hidróxido de sodio. Se usa para mantener un pH alcalino en el lodo de perforación y en las fracciones de petróleo. Su fórmula química es NaOH. Soltador de barrena (Bit breaker), s. Una placa gruesa que se instala en la mesa rotativa y sujeta la barrena mientras se apareja o se saca del vástago de perforación. Véase barrena. Solución (Solution), s. Una fase sencilla y homogénea, de líquido, sólido o gas, formando una mezcla en la que sus componentes (líquido, gas, sólido o combinaciones de estos) sean uniformemente distribuidos a través de la mezcla. En una solución, las substancias disueltas se llaman la substancia disuelta. La substancia en la que se disuelve la disuelta se llama el solvente.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 334

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 335 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Sarta ahusada (Tapered string), s. Tubería de perforación, tubería de trabajo, vástagos de succión, etc., con diámetro mayor cerca de la boca del agujero que debajo de ella. Sarta larga (Long string), s. La última cadena de TR colocada en un pozo. 2. La cadena de tubería que se coloca en la parte superior, o a través de la zona productiva. Frecuentemente se llama la cadena de petróleo o la cadena productiva. Sarta de petróleo (Oil string), s. La cadena final de la TR instalada en un pozo cuando se haya determinado suficiente la capacidad productiva de la formación. La cadena larga o la TR de producción. Sonda (Probe), s. Cualquier dispositivo pequeño que, al estar en contacto o introducido en un sistema, pueda hacer mediciones en dicho sistema. En la corrosión, las sondas pueden medir el potencial eléctrico o la corrosividad de varias substancias, para determinar la tendencia corrosiva de un sistema. Sondeo (Surge), s. Una acumulación de líquido más arriba de un nivel normal o medio, o un aumento repentino en su relación de flujo respecto a la normal. SPE, s. Abreviatura de “Society of Petroleum Engineers” (Sociedad de Ingenieros Petroleros). “Spud” s. Subir y bajar el vástago una corta distancia dentro de perforación en el agujero sin girarlo. Si se descuida en esta operación, podrá causar sondeos de presión, desintegrando la formación con pérdida de circulación. Sq., s., abreviatura de “square” (cuadrado) “Storm Choke”, s. Marca comercial de una válvula de seguridad para la tubería. Suabear (Swab), s. Operar un pistón de suabeo en un cable de acero, para subir los fluidos a la superficie cuando el pozo no fluya naturalmente. El suabeo es una operación provisional para determinar sí o no el pozo puede hacerse fluir. Si el pozo no fluye después del suabeo, se instala una bomba como dispositivo permanente de elevación para sacar el petróleo a la superficie. Subestructura (Substructure), s. La cimentación sobre la cual reposa la torre o mástil y, por lo regular, el malacate. Contiene espacio para el almacenamiento y para los equipos de control del pozo. Sulfato de bario (Barium sulfate), s. Compuesto químico del bario, azufre y oxígeno (BaSO4). Es capaz de formar una costra tenaz y muy difícil de remover. También se conoce como barita. Véase barita.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 335

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 336 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Sumidero (Sump), s. Un punto bajo en un recipiente o tanque; úsase para acumular los sedimentos que después son eliminados a través de una abertura en el fondo del recipiente. Superintendente de perforación (Drilling superintendent), s. Un empleado, generalmente de un contratista de perforación, encargado de todas las operaciones de perforación a cargo del contratista. Superintendente del equipo (Rig superintendent), s. También se llama herramentista. Véase herramentista. “Surfactante” (Surfactant), s. Substancia que afecta las propiedades de la superficie de un líquido o sólido, concentrándose sobre la superficie. Los surfactantes son útiles ya que su aplicación puede garantizar que la superficie de una substancia u objeto esté en contacto completo con la superficie de otra substancia.

T Tablero (Console), s. Véase tablero del perforador. Tablero de control del BOP del perforador (Driller´s BOP control panel), s. Una serie de controles en el piso de plataforma, manipulados por el perforador para abrir y cerrar los preventores. Tablero de control del preventor (Blowout preventer control panel), s. Un juego de controles, generalmente ubicado cerca de la posición del perforador en el piso de la plataforma, que se manipula para abrir y cerrar los preventores. Véase preventor. Tablero de control remoto del BOP (Remote BOP control panel), s. Dispositivo colocado en el piso de la plataforma que pueda ser operado por el perforador para dirigir la presión neumática hacia los cilindros accionadores que operan las válvulas de control en la unidad principal de control del BOP. Localizado a una distancia segura de la plataforma. Tanque (Tank), s. Un recipiente metálico, plástico o de madera, que se utiliza para almacenar un líquido. Los tres tipos son los tanques de lodo para perforación, los tanques de perforación y los tanques de almacenamiento. Tablero del perforador (Drille’s console), s. Un gabinete metálico en el piso de la plataforma que contiene el control manipulado por el perforador para operar los diferentes componentes en la plataforma de perforación. Tanque de asentamiento (Settling tank), v. El tanque de acero para lodos, en el que se deja asentar por gravedad el material sólido del lodo. Actualmente se usa solo en situaciones especiales, ya que los equipos para el control de los sólidos ha transcendido los tanques en la mayoría de los casos. A veces se llama presa de asentamiento. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 336

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 337 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Tanque para lodo (Mud tank), s. Uno de una serie de tanques abiertos, gen. de plancha e acero, a través del que se circula el lodo de perforación para eliminar la arena y los sedimentos finos. Los aditivos son mezclados con el lodo en los tanques y el fluido se almacena provisionalmente antes de ser recirculado al pozo. Los modernos aparejos rotativos de perforación generalmente cuentan con tres tanques o más, equipados con tubería integrada, válvulas y agitadores para lodo. También se conocen como presas para lodo. Tanque de succión (Suction tank), s. El tanque de lodo del que el lodo es recogido por la succión de las bombas de succión. También se llama presa de succión. Tablero remoto del estrangulador (Remote choke panel), s. Un juego de controles, por lo usual colocado sobre el piso de la plataforma, que se manipula para controlar la cantidad de fluido de perforación que circula hacia fuera por el cabezal del estrangulador. Este procedimiento es necesario cuando se circula para sacar un brote del pozo. Véase Cabezal del estrangulador. Tambor (Drum), s. El tambor del malacate. Tanque de viaje (Trip tank), s. Un pequeño tanque de lodos, con capacidad de 10 a 15 bbls., gen. con divisiones de 1 bbl. Usase exclusivamente para determinar la cantidad de lodo necesario para mantener el agujero del pozo lleno, con la cantidad exacta de lodo desplazado por la tubería de perforación. Cuando se saque la barrena del agujero, un volumen de lodo equivalente al que ocupó la tubería de perforación en el agujero, debe ser bombeado dentro del agujero para sustituir la tubería. Cuando se restaure la barrena al agujero, la tubería de perforación desplaza cierta cantidad de lodo, y aquí también se puede utilizar el tanque de lodo para recorridos para mantenerse al tanto de dicho volumen. Tanque de mezclaje (Mixing tank) s. Cualquier tanque o recipiente que se utilice para mezclar los componentes de una substancia (como la mezcla de los aditivos y el lodo de perforación). Tanque separador (Tanque separador), s. El tanque de lodo adyacente al separador del esquisto. Gen., el primer tanque en el que fluye el lodo después de recircularse del agujero. También se llama presa separadora. Tanto (Batch), s. 1. Una cantidad específica de un material procesado, tratado o usado en una sola operación: 2. En el control de la corrosión, una cantidad de inhibidores anticorrosivos químicos que se inyecta en la línea de un sistema productivo; 3. En la cementación de pozos petroleros, la parte de la cantidad total del cemento que se habrá de usar en un pozo; 4. En el transporte por tubería, la cantidad de un peso de crudo bombeado seguido de un crudo de peso diferente, a fin de evitar la mezcla de materiales. Tapar (Blind), s., Cerrar una línea para evitar el flujo. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 337

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 338 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Tapar un pozo (Cap a well), s. Controlar un reventón, instalando una válvula muy resistente en el cabezal del pozo. Véase reventón. Tapón (Plug), s. Cualquier objeto o aparato que obstruya un agujero o pasaje (como un tapón de cemento en el agujero del pozo.) Tapón para circulación perdida (Lost circulation plug), s. Cemento instalado a través de una formación que esté cobrando cantidades excesivas de fluido de perforación durante las operaciones de perforación. Tapón macho (Bull plug), s. Un niple roscado con extremo cerrado y redondeado, que se utiliza para tapar u obturar el extremo de una línea. Tazón (Bowl), s. Un inserto que se introduce en la boca de un casquillo maestro y acomoda las cuñas. Véase inserto. Telemetría (Telemetry), s. El proceso de recopilar datos con aparatos electrónicos u otros dispositivos sensores, y transmitir dichos datos a puntos remotos. Temperatura (Temperature), s. Una medición del calor, o la ausencia del calor, expresado en grados Fahrenheit o Centígrados. Estos últimos son la norma en los países que usan el sistema métrico. Temperatura estándar (Standard temperature), s. Una temperatura predeterminada que se usa como medición básica. La industria petrolera usa 60°F (15.5°C) como su temperatura estándar en la medición del petróleo. El volumen de una cantidad de petróleo, a su temperatura efectiva (suponiendo que no sea 60°F) se convierte al volumen que el petróleo ocuparía si estuviera a 60°F. La conversión es ayudada por las tablas de conversión del API. Técnico (Toolpusher), s. Empleado del contratista encargado de todo el equipo de perforación y de la plataforma de perforación. También se llama jefe de perforación, gerente de plataforma, supervisor de plataforma o superintendente de plataforma. Tenacero (Tonger), s. El miembro de la cuadrilla de perforación que opera las tenazas. Tenazas (Tongs), s., plural, Las grandes llaves que se utilizan para apretar, hacer o deshacer la tubería de perforación, TR, tubería de trabajo u otro; se llaman diversamente tenazas, tenazas para tubería, etc. según la aplicación específica. Las tenazas mecánicas son de operación neumática o hidráulica; sirven para girar y apretar el tubo y, en algunos casos, aplicar la torsión final para su terminación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 338

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 339 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Tenazas de avance (Lead tongs), s. Las tenazas suspendidas en la torre o mástil, operadas por un cable de acero conectado al torno de desconexión. Al salir del agujero, se utilizan en el extremo perno de la articulación para la desconexión. Al entrar al agujero se utilizan en el extremo caja como respaldo para las tenazas de conexión. Tenazas de conexión (Makeup tongs), s. Tenazas que se usan para enroscar una sección de tubería dentro de otra para formar una articulación. Véase tenazas y tenazas de avance. Tenazas de desconexión (Breakout tongs), s. Tenazas que se usan para iniciar el desenrosque entre una sección de tubería y otra, en especial la tubería de perforación al salir del agujero. Véase tenazas y tenazas principales. Tenazas mecánicas, s. Una llave que se usa para hacer o deshacer cadenas de tubería de perforación, tubería de producción o TR; su torsión es suministrada por presión neumática o fluido. Las tenazas convencionales son operadas por tracción mecánica, impartida por un cable agitador conectado con una cabria. Tenazas de respaldo (Backup tongs), s. Las tenazas que se usan para respaldar la tubería de perforación mientras se instala o saca al vástago de perforación. Véase aparejar, sacar, y tenazas. Tenazas rotativas (Rotary tongs), s. También se llaman tenazas. Véase tenazas. Tenazas para tubería (Pipe tongs), s. También se llaman tenazas. Véase tenazas. Tensión (Tension), s. La condición de un cable, alambre, tubo o varilla estirado entre dos puntos. Tensor (Tensile), a. Referente a la tensión. BHT (Bottomhole temperature), s., Abreviatura de Temperatura al Fondo del Agujero “Tista” (Pusher), s. Forma abreviada de herramentista o técnico (véase). Tixotropia (Thixotropy), s. La propiedad que exhibe un fluido en estado líquido mientras que fluye, y en el estado semisólido y aglutinado cuando esté en reposo. La mayoría de los fluidos de perforación deben ser tixotrópicos para que los cortes en el fluido permanezcan en suspensión cuando se deje de circular. Tolva (Hopper), s. Un aparato grande en forma de embudo o cono, en el cual se pueden vaciar los componentes secos (tales como el arcilla o cemento en polvo), para mezclar los componentes uniformemente con el agua o demás líquidos. El líquido es inyectado a través de una tobera al fondo de la Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 339

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 340 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

tolva. La mezcla que resulta entre los materiales líquidos y secos podrá ser un lodo de perforación, que se utilice como el fluido de circulación en una operación de perforación rotativa, o podrá ser una lechada de cemento para usarse en adherir la TR al agujero del pozo. Torno de desconexión (Breakout cathead), s. Un dispositivo conectado al eje del torno del malacate. Se usa como fuente de energía para desatornillar la tubería de perforación. Usualmente se localiza frente al lado perforador del torno. Véase torno. Torno de formación (Makeup cathead), s. Dispositivo que se sujete al eje del malacate; se usa como fuente de energía para unir articulaciones de tubería. Usualmente se instala en el lado perforador del malacate. También se conoce como torno giratorio. Véase torno. Torre de extensión (Telescoping derrick), s. Un mástil portátil que se pueda montar en forma unitaria, gen. con polispasto que iza el cable de acero, o con pistones hidráulicos. Por lo regular, la sección superior de una torre de extensión está anidada (telescopiada) dentro de la sección inferior de la estructura, y es elevada a su altura plena o por el cable de acero o mediante un sistema hidráulico. Torta de lodo (Mud cake), s. La capa de sólidos de lodo que se forma sobre la pared del agujero cuando el líquido del lodo infiltra la formación. También se llama costra de lodo o costra de pared. Totalizador del volumen de la presa (Pit volume totalizer), s. Marca comercial de un tipo de indicador de nivel de la presa. Véase Indicador del nivel de la presa. TP (DP), s. Abreviatura de DRILL PIPE (Tubería de Perforación.) Se usa en los reportes de perforación. Trampa (Trap), s. Las capas de estratos de roca subterránea, arregladas de manera que el petróleo se acumula en ellas. Traslape del revestimiento (Liner lap), s. La distancia que un revestimiento se extienda dentro del fondo de una cadena de TR. Trasroscar (Cross-thread)), s. Unir una a otra dos piezas roscadas cuando las cuerdas de las piezas no hayan sido correctamente alineadas. Tratamiento con ácido (Acid treatment), s. Un método mediante el cual la caliza petrolífera u otras formaciones se ponen en contacto con el ácido para agrandar los poros y pasajes por los cuales fluyen los fluidos del yacimiento.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 340

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 341 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Trazador radiactivo (Radioactive tracer), s. Un material radiactivo (frecuentemente camotita) que se introduce en un pozo para que se observe el movimiento de los fluidos o gases en un levantamiento con trazadores. TR corta (Liner) s. 1. Una sección de revestimiento que se utiliza para revestir el agujero abierto debajo de la revestimiento existente. La camisa de revestimiento se extiende desde la profundidad de colocación dentro de otra sección de TR, usualmente con un traslape de unos 100 pies más arriba del extremo inferior de la cadena intermedia, o cadena de petróleo. Los revestimientos casi siempre usan un colgante para suspenderlos desde la cadena superior. 2. En las pistolas de perforación a chorro, una pieza metálica y cónica que forma parte de una carga formada. Intensifica la eficiencia de la carga, elevando la capacidad penetrante del chorro. Tubería (Pipe), s. Un cilindro largo y hueco, gen. de acero, a través del que se transportan los fluidos. Los artículos tubulares en los campos petroleros incluyen la TR (incluyendo revestimientos), tubería de perforación, tubería de diámetro bajo y tubería de conducción. La TR, la tubería de perforación y la tubería de diámetro bajo son designados por el diámetro exterior. Puesto que los tramos de tubería son unidos con coples de diámetro exterior, roscados con herramientas convencionales, solo se puede aumentar el espesor de la pared si se reduce el diámetro interior. Así que, el diámetro exterior es el mismo para todas las cédulas de la tubería del mismo diámetro. El peso es expresado en libras por pie o kilos por metro. La cédula depende del esfuerzo cedente del acero. Tubería perdida (Lost pipe) s. Una tubería de perforación, collar de perforación, tubería de diámetro bajo o TR que dentro del agujero se haya desprendido de la parte de la tubería que alcance la superficie, exigiendo su remoción para que se reanuden las operaciones normales. Una pieza perdida. Tubería de perforación (Drill pipe), s. Una tubería gruesa, sin costura, que se usa para girar la barrena y circular el fluido de perforación. Se surte en tramos de aproximadamente 30 pies (9 metros), conectados entre sí con articulaciones para herramientas. Tubería seca (Drill string), s. La tubería de la que se ha vaciado el lodo de perforación al ser sacada del agujero del pozo. Tubería de superficie (Surface pipe), s. La primera cadena de la tubería (después del tubo conductor) que se coloca en un pozo, con longitud que varía desde cientos hasta varios miles de pies. En algunos estados, se requiere una longitud mínima para proteger las arenas en aguas dulces. Compárese con Tubo conductor. Tubo ascendente (Riser pipe), s. El tubo y los accesorios especiales que se usan en las plataformas flotantes de perforación marina, para establecer un sello entre la boca del agujero del pozo, la cual está en el fondo del mar, y los equipos de perforación, localizados más arriba de la superficie del agua. Un tubo ascendente Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 341

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 342 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

sirve como guía para el vástago de perforación desde la embarcación perforador hasta el cabezal del pozo, y como conductor del fluido de perforación desde el pozo hasta la embarcación. El tubo ascendente comprende varias secciones de tubería e integra accesorios especiales para compensar cualquier movimiento causado por las olas en el aparejo de perforación. También se conoce como ascendente marino. Tubería atascada (Stuck pipe), s. Tubería de perforación, collares de perforación, TR o tubería de trabajo que por inadvertencia se haya inmovilizado dentro del agujero. El atascamiento podrá ocurrir durante la perforación, al meter la TR en el agujero o al izar la tubería de perforación. Tubo Bourdon (Bourdon tube), s. Un tubo metálico aplanado, doblado para formar una curva, que tiende a enderezarse cuando se aplique una presión interna. Mediante los movimientos de un indicador a lo largo de una escala circular, el tubo Bourdon indica la presión aplicada. Tubo conductor (Conductor pipe), s. 1. Una cadena corta de TR de gran diámetro, que se usa para mantener abierto el agujero del pozo y servir como método de conducto ascendente del fluido de perforación desde el agujero del pozo hasta la presa de loso. 2. Un manguito. Véase manguito. Tubo Venturi (Venturi tube), s. Un tubo corto, con constricción calibrada, que se usa en tales instrumentos o aparatos como las tolvas a chorro. Fue diseñado de acuerdo con el principio de que un fluido que fluya a través de una constricción tiene velocidad incrementada y presión decrementada. Tubería vertical (Standpipe), s. Tubo vertical que asciende por el costado de la torre o mástil, que une la tubería de descarga desde la bomba de lodo hasta la manguera rotativa. A través de la columna se bombea el lodo que se introduce al agujero. Turno (Tour) , s. Una jornada de trabajo para el equipo de perforación u otros trabajadores en el campo petrolero. El turno más común es de 8 horas. Los tres turnos se llaman matutino, de tarde y nocturno (o madrugada). A veces se usan turnos de 12 horas, máxime en las plataformas marítimas. Se llaman simplemente el turno diurno y el nocturno.

U Unidad de control del preventor, (Blowout preventer control panel), s. Un servicio que almacena fluido hidráulico bajo presión, en recipientes especiales, y ofrece un medio para abrir y cerrar los preventores rápida y confiablemente. Por lo general, la fuerza de abrir y cerrar de la unidad es suministrada por aire comprimido y presión hidráulica. Véase preventor. Unión flexible (Flex joint), s. Un aparato que forme una conexión flexible entre el tubo ascendente y los preventores submarinos. Al acomodar el movimiento lateral de las plataformas marinas móviles de perforación, las uniones flexibles sirven para evitar acumulaciones de las presiones causadas por las cargas anormales de flexión. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 342

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 343 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Unión de traspaso (Crossover joint), s. Una sección de revestimiento, con una cuerda en el extremo campo y otra cuerda en el cople. Se usa para hacer la conversión de una cuerda a otra en una cadena de tubería de TR. USGS, s. Abreviatura de “United States Geological Survey” (Estudio Geológico de los Estados Unidos).

V Vaivén (Reciprocation), s. Un movimiento alternante (como el movimiento de un pistón en una máquina o bomba.) Válvula de alivio (Relief valve), s. También se conoce como válvula de alivio de presión. Véase Válvula de alivio de presión. Válvula de alivio de presión (Pressure relief valve), s. Una válvula que se abre a una presión predeterminada para desfogar las presiones excesivas dentro de un recipiente o tubería. También se llama válvula de alivio, válvula de seguridad o válvula de disparo. Válvula de bomba (Pump valve), s. Cualquiera de las válvulas en una bomba de vaivén (como las válvulas de succión y de descarga) o en una bomba de vástagos de succión (como una válvula de bola y asiento.) Válvula de control (Control valve), s. Una válvula diseñada para regular el flujo o la presión de un fluido. Válvula de disco con movimiento vertical (Poppet valve), s. Dispositivo que controla el régimen de flujo del fluido en una línea o abre o cierra completamente el flujo del fluido. Al abrirse, la superficie selladora de la válvula es alejada del asiento. Al cerrarse, la superficie selladora hace contacto con el asiento e impide el flujo. Por lo usual, la dirección del movimiento de la válvula es perpendicular al asiento. Se utilizan estas válvulas extensamente en los controles neumáticos (de aire) en las plataformas de perforación, y como válvulas de admisión y de escape en la mayoría de las máquinas de combustión interna. Válvula de disparo (Pop valve) , s. Una válvula de seguridad, accionado por resorte, que se abre automáticamente cuando la presión exceda el punto de referencia de la válvula. Se usa como dispositivo de seguridad en los recipientes a presión y demás equipos para evitar daños causados por presiones excesivas. También se llama válvula de alivio o válvula de seguridad. Válvula de derivación (Bypass valve), s. Una válvula que permita que el flujo circunde una válvula de control, un equipo o sistema. Válvula fija (Standing valve), s. Una válvula de bola y asiento instalada permanentemente al extremo inferior del cilindro de trabajo de una bomba con vástagos de succión. La válvula fija y su jaula no se mueve como lo hace la válvula viajera. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 343

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 344 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Válvula de flotador (Float valve), s. Un flotador para la tubería de perforación. Válvula de paso (Stopcock), s. Válvula que cierra o regula el flujo de un fluido. Válvula de seguridad (Safety valve), s. 1. Una válvula automática que se abre o cierra cuando ocurran condiciones anormales (p.e., una válvula de alivio de presión en un separador que se abre si la presión excede el punto de referencia, o la válvula de cierre en el cabezal del pozo que se cierra si la presión de la línea está demasiado alta o baja). 2. Una válvula instalada en la parte superior del vástago de perforación para evitar el flujo por la tubería de perforación si ocurre un brote durante las operaciones de meter y sacar tubería. Válvula de seguridad en la superficie (Surface safety valve), s. Una válvula, instalada en el árbol de Navidad, que detiene el flujo de los fluidos para el pozo si ocurren daños en dicho árbol. Válvula de seguridad para la tubería de perforación (Drill pipe safety valve), s. Una válvula especial que se usa para cerrar el tubo de perforación y evitar el reflujo durante un brote. Su cuerda corresponde a la cuerda del tubo de perforación que se esté utilizando. Válvula de seguridad subsuperficial (Subsurface safety valve) , s. Véase Válvula de seguridad para el tubo de perforación. Vástago de perforación (Drill stem), s. Todos los elementos del conjunto que se utilizan en la perforación rotativa, desde el giratorio hasta la barrena, incluyendo el cuadrante, la tubería de perforación, las articulaciones para herramientas, collares de perforación, estabilizadores y diversos accesorios especiales. Compárese con cadena de tubería de perforación. Velocidad anular (Annular velocity), s. La velocidad a la que viaja el lodo dentro del espacio anular de un pozo 1. Velocidad de perforación (Drilling rate), s. La velocidad con la que la barrena perfora la formación. Generalmente se conoce como la velocidad de penetración. “Venir a ver su . . .” (Come to see your), s. (Jerga) Reventar. Brotar. Un pozo “vendrá a ver su...” si revienta. Venteo (Vent), s. Una abertura en un recipiente, línea o bomba que permita el escape de aire o gases. Vertical (Vertical), s. Una raya imaginaria en ángulo recto al plano del horizonte. a. En los agujeros de pozo, recto, sin desviación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 344

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 345 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Viajar, Véase Hacer un viaje Viaje (Trip), s. La operación de izar el vástago de perforación del agujero y regresarlo al mismo. Viaje redondo (Round trip), s. El acto de sacar y reintroducir una cadena de tubería de trabajo o perforación en un agujero. Un viaje redondo también se conoce como meter y sacar tubería. Viscosidad (Viscosity), s. Una medición de la resistencia de un líquido al flujo. La resistencia es producida por la fricción interna, resultado de los efectos combinados de la cohesión y la adhesión. La viscosidad de los productos petroleros generalmente se expresa en términos del tiempo necesario para que un volumen específico del líquido fluya a través de un orificio de diámetro específico. Viscosidad plástica (Plastic viscosity), s. Una propiedad absoluta del flujo que indica la resistencia del flujo de ciertos tipos de fluidos. La viscosidad plástica es una medición del esfuerzo cortante. Viscosidad “Redwood” (Redwood viscosity), s. Unidad de medición de la viscosidad, expresada en segundos, derivada con un viscosímetro Redwood. Es la norma para la medición de la viscosidad en Gran Bretaña.

WXYZ Yacimiento (Reservoir), s. Un depósito de rocas permeables y porosas bajo la superficie, en el cual se almacena petróleo y/o gas. La mayoría de las rocas en los yacimientos son calizas, dolomitas, areniscas o una combinación de éstas. Los tres tipos básicos de yacimientos de hidrocarburos son el petróleo, el gas y el condensado. Un yacimiento de petróleo generalmente contiene tres fluidos - gas, petróleo y agua - siendo el petróleo el producto dominante. Por las diferencias entre sus respectivas gravedades, en un típico yacimiento de petróleo, estos fluidos ocurren en diferentes fases. El gas, el fluido más ligero, ocupa la parte superior de las rocas del yacimiento; el agua ocupa la parte inferior y el petróleo ocupa la zona intermedia. Aparte de su ocurrencia como capa o en solución, el gas podrá acumularse independientemente del petróleo. En este caso, el yacimiento se llama yacimiento de gas. En la mayoría de los casos, en relación con el gas hay agua salina y algo de petróleo. En un yacimiento de condensado, los hidrocarburos podrán existir como gas; sin embargo, al llegar a la superficie, algunos de los más pesados se condensan para formar un líquido. Zapata (Shoe), s. También se llama zapata de guía o zapata de la TR. Véase Zapata de la TR. Zapata de la TR (Casing shoe), s. También conocida como zapata guía. Véase zapata guía. Zapata flotadora (Float shoe), s. Una sección corta y pesada de acero cilíndrico con fondo redondeado, sujetada al fondo de la cadena de la TR. Integra una válvula de retención y funciona de manera similar al cuello de flotación pero también funciona como zapato guía para la TR. Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 345

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 346 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Zapata flotadora para TR (Casing float shoe), s. Véase zapata flotadora. Zapata de llenado automático (Automatic fillup shoe), s. Un dispositivo que es instalado en la primera articulación del revestimiento y que regula automáticamente la cantidad de lodo en el revestimiento. La válvula en esta zapata evita la introducción del lodo en el revestimiento hasta que la presión del lodo haga abrir a válvula, permitiendo que el lodo entre al revestimiento. Zona (Zone), s. Un estrato rocoso que se distingue de otro estrato (p.e., una zona productiva). Zona de circulación perdida (Zone of lost circulation), s. Una formación que contiene hoyos o grietas lo suficientemente grande para que el cemento fluya dentro de la formación en vez de ascender a lo largo del anular, fuera de la TR. Zona de transición (Transition zone), s. 1. El área en el que las presiones subterráneas empiecen a cambiar de las normales a las anormalmente altas conforme que se profundice un pozo; 2. las áreas en el vástago de perforación cerca del punto en que la tubería de perforación está conectada con los collares de perforación.

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 346

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 347 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

NOTAS

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 347

Tipo de Documento: Código:

Manual Técnico de Capacitación Página: 348 Especializada 00036 Versión: Revisado y Autorizado por: Myriam Meza Castro RAMA WELL CAP INTRODUCTORIO

De: 356 Primera

Material de uso exclusivo para miembros de Dysco University

www.dysco.edu.mx 348