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Ubicación: Manzana 12, Lote 18. Col: Tomás Garrido Canabal. Comalcalco, Tabasco. Tel: 01 (933) 33-4-70-50

ÍNDICE CAPÍTULOS

PÁG.

1.- MATEMÁTICAS BÁSICAS Y PRINCIPIOS FUNDAMENTALES DE FÍSICA 1.1.- Áreas. 1.2.- Volúmenes. 1.3.- Presiones.

1 1 5 9

2.- YACIMIENTOS Y GRADIENTES DE PRESIÓN. 2.1.- Clasificación de las rocas. 2.2.- Columna estratigráfica. 2.3.- Origen del petróleo. 2.4.- Características de un yacimiento. 2.5.- Conceptos de presiones. 2.6.- Gradientes de presión. 2.7.- Presiones normales, anormales y subnormales. 2.8.- Presión reducida de bombeo.

12 12 22 23 25 31 33 33 35

3. INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE EQUIPOS 3.1.- Tipos y características de los equipos de PEMEX. 3.2.- Partes principales de un mástil. 3.3.- Medidas e interpretación del diagrama de instalación de un equipo. 3.4.- Medidas de seguridad en la instalación y el desmantelamiento de un equipo. 3.5.- Secuencia sistemática de la instalación y desmantelamiento de un equipo. 3.6.- Tipo y manejo de las herramientas de mano.

36 36 37 38 42 45 48

4.- HERRAMIENTAS Y EQUIPOS EN EL PISO DE TRABAJO. 4.1.- Características y manejo de las llaves de fuerza manuales e hidráulicas. 4.2.- Tipos y manejos de las cuñas manuales y automáticas. 4.3.- Uso y manejo de las llaves de Seguridad. 4.4.- Cuñas y llaves para las tuberías de revestimiento. 4.5.- Medidas de Seguridad en el piso de trabajo. 4.6.- Clasificación de las grasas para tuberías.

58 58 65 72 76 77 79

5.- SISTEMA DE IZAJES DE CARGAS. 5.1.- Características, manejo y cuidado del cable de perforación. 5.2.- Características y mantenimiento de la corona y polea viajera. 5.3.- Características del malacate neumático (ronco), principal y de sondeo. 5.4.- Anclas e indicadores de peso. 5.5.- Tipos de elevadores. 5.6.- Secuencia de actividades para guarnir, deslizar y cortar cables.

81 81 92 95 97 99 100

6.- SISTEMAS DE CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL. 6.1.- Tipos, operación y arreglo de los preventores. 6.2.- Partes y operación de la unidad acumuladora para operar los preventores. 6.3.- Medidas de seguridad en la instalación y desmantelamiento de los preventores.

102 102 108 114

7.- SARTA DE PERFORACIÓN Y PRODUCCIÓN. 7.1.- Características y manejo de la tubería de perforación y producción (grados, roscas, etc.). 7.2.- Característica y manejo de la tubería pesada (H.W.) y lastrabarrenas. 7.3.- Medidas de seguridad en el manejo de las herramientas tubulares. 7.4.- Tipos de barrenas, molinos, martillos y juntas de seguridad.

118 118 128 135 137

8.- FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN. 8.1.- Circuito del sistema de circulación. 8.2.- Funciones y medidas de los parámetros de los fluidos de perforación. 8.3.- Tipos de fluidos. 8.4.- Función y manejo de los materiales químicos. 8.5.- Tipos de eliminadores de sólidos. 8.6.- Separador gas lodo y Desgasificador. 8.7.- Fluidos para terminación de pozos. 8.8.- Cálculos de volúmenes en presas y en pozo.

156 156 156 161 163 168 169 172 174

9.- HIDRÁULICA BÁSICA. 9.1.- Partes y mantenimiento en bombas de lodo. 9.2.- Calculo del tiempo de atraso y de un ciclo del fluido de perforación. 9.3.- Concepto de velocidad anular. 9.4.- Bibliografía

176 176 180 183 185

PRÓLOGO En éste planeta el elemento más importante en todo proceso productivo es el ser humano, el cual debe ser atendido en todos sus requerimientos y expectativas, con la finalidad de que en el desempeño de su trabajo, aporte su mejor esfuerzo, productivo y creador. Una perspectiva fundamental del trabajador técnico manual es el saberse apto para desempeñar las labores de su puesto, así como del puesto inmediato superior, lo que le dará una dimensión adecuada de su valor y trascendencia en la empresa. Por lo tanto la inversión más productiva que puede realizar una empresa es la capacitación y adiestramiento de su personal, adicionalmente a la aplicación adecuada de la tecnología de punta, con la que se puede asegurar el desempeño optimo del trabajador. Convencidos de las premisas expuestas y con plena certificación de resultados positivos se formó un grupo multidisciplinario por técnicos en materia en las operaciones de perforación y mantenimiento a pozos con reconocida capacidad los cuales comprometidos con esta premisa, portaron sus cúmulos de experiencias

para adecuar este manual técnico-práctico para su mejor comprensión y aplicación didáctico.

INTRODUCCIÓN El petróleo es el energético más importante en la historia de la humanidad, es un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. La Perforación, considerada como uno de los sistemas más complejos en la vida del hombre, su mayor función es de extraer los hidrocarburos ubicados en los yacimientos petrolíferos de nuestra región siendo el motor de dinamismos principal en las industrias de la nación. Por lo tanto, esto representa un reto día con día en el cual el personal involucrado que labora en las actividades de perforación deberá tener los conocimientos necesarios para interpretar los diversos principios conceptos y procedimientos normativos existentes en el ramo, para prevenir accidentes personales y no dañar las instalaciones, cuidando de manera inteligente no contaminar el medio ambiente donde se desarrolla. El “MANUAL PARA EL NIVEL I”, está estructurado de tal manera que el personal operativo que integran las cuadrillas de Perforación y Mantenimiento a

Pozos podrán tener una herramienta de información para fortalecer sus conocimientos técnicos y de esta manera acrecentar sus aptitudes laborables. El presente manual consta de nueve capítulos, en el cual se encuentran todos los componentes de un equipo de perforación y Mantenimiento a Pozos, y los conocimientos básicos que debe de saber un ayudante de perforación piso rotaria y changos. También se describen los sistemas de circulación y sus componentes, de tal manera que usted podrá calcular los volúmenes de fluidos de control requeridos por el sistema.

OBJETIVO GENERAL En el presente manual se manifiesta como un recurso técnico-practico, en el cual el personal en las categorías de obreros de nuevo ingreso, obreros en funciones de ayudantes de trabajo de perforación piso rotaria, ayudantes de trabajo de perforación. Podrán en un corto plazo poner en práctica los conocimientos adquiridos en ésta capacitación con la finalidad de optimizar tiempos, minimizar riesgos en las operaciones de perforación y mantenimiento a pozos terrestres, lacustres y marinos. Hoy en día como trabajadores petroleros se asume la responsabilidad de cuidar el medio ambiente, para un desarrollo de productividad más competitivo y provocar en los asentamientos humanos un confort social.

CAPITULO 1

1.- MATEMÁTICAS BÁSICAS Y PRINCIPIOS FUNDAMENTALES DE FÍSICA.

1.1.- Áreas. Concepto de Área: Es todo espacio o extensión ocupado por una figura plana en una magnitud que recibe el nombre de “superficie”. Concepto de triangulo: A las figuras de tres lados se les llama triángulos y de acuerdo con la longitud de sus lados y tipo de lo ángulos, se dividen principalmente en: a).- Equilátero: Esta figura se define cuando sus tres lados son iguales, con respecto a su longitud. Ejemplo:

h b b).- Isósceles: es el triángulo que está formado por dos caras iguales y una desigual, con respecto a su longitud.

Ejemplo: h b 1

c).- Rectángulo: Esta figura está compuesta por un ángulo recto y dos agudos (con respecto a la abertura de sus ángulos). Ejemplo:

h b La fórmula para calcular el área de un triángulo es la siguiente: Base x Altura A=

=

2

bxh 2

Donde: b = base h = altura Las figuras de cuatro lados reciben el nombre de cuadriláteros y entre ellos se encuentran las siguientes: Cuadrado: Sus lados son iguales cada una de sus esquinas forman ángulos de 90°, es decir, que todos l

sus lados y sus ángulos son congruentes.

La fórmula para calcular su área es la siguiente: A=lxl Donde:

A = Área l = lado. 2

l

Rectángulo: Figura geométrica formada por dos lados mayores y dos menores que forman ángulos rectos de 90°.

90°

h

b La fórmula para calcular su área es la siguiente: bx h A= 2 Donde: b = base h = altura

Calcular el área de un terreno aplicando las formulas de un cuadrado y de un triangulo con las siguientes dimensiones:

250 m

400 m

3

Circulo Es una superficie plana limitada por la circunferencia.

Radio

Circunferencia: Es una línea curva plana

Centro

cerrada, cuyos puntos están equidistantes (se hallan a igual distancia) de un punto interior

Diámetro

llamado centro.

Diámetro: Es la recta que toca dos puntos de la circunferencia, pasando por el centro. Radio: Se le llama así a la recta que va del centro a cualquier punto de la circunferencia, por lo general es igual a la mitad del diámetro. La formula para calcular el área del círculo es: A=πxr² Donde: π= 3.1416 r ² = radio al cuadrado El símbolo π, se pronuncia en español como “pi”, y representa el número de veces que cabe el diámetro en el perímetro de la circunferencia. Perímetro: El perímetro del círculo es igual al producto de π por el diámetro o bien π por el doble de radio, y corresponde a la longitud de la circunferencia.

P=πxD

ó

P = π x 2r

4

Por ejemplo: una tubería de 5” de diámetro tiene un perímetro de 5 x π, es decir 5 x 3.1416 que da como resultado 15.708 pulg.

Ejercicio: 1.- Mida el diámetro exterior de una tubería. 2.- Multiplique el valor medido por π (3.1416). 3.- Mida el perímetro de la misma tubería. 4.- Compare los resultados.

1.2.- Volúmenes

Es la medida del espacio que limita a un cuerpo. El volumen se mide en unidades cúbicas m³, pies³, pulg³, etc. Ejemplo: 1 m³ es el volumen que abarca un cubo de 1 m por lado.

1m 1m 1m 5

Con el objeto de conocer cuantas veces contiene un sólido geométrico, a continuación se dan las formulas para calcular los volúmenes de diferentes cuerpos geométricos. Presa de lodo h a L Determinar el volumen de lodo de una presa que tiene: 11.00 m de largo 2.20 m de altura y 2.10 m de ancho. Ejemplo: Donde:

Formula: Volumen = L x a x h = m³

L = Largo a = Ancho

Volumen = 11.00 x 2.20 x 2.10 = 50.8 m³

h = Altura Cilindro circular recto L = 6.00 m Formula = π x r² x L = Donde:

0.90 m

h = 1.20 m

π = 3.1416 r ² = Radio al cuadrado l

Tanque de diesel

= Largo

6

Ejemplo: Calcular el volumen de un tanque horizontal de diesel que mide 0.90 m de radio y 6.00 m de largo. Volumen = 3.1416 (0.90)2 x 6.00 = 15.2 m³ Formula para calcular el volumen de fluido contenido en un tanque cilíndrico de forma horizontal a determinada altura, con la figura del ejemplo anterior calcular el volumen de diesel con una altura de 1.20 m. Formula: V = 1.33 x h² x L

D - 0.608 h

Donde: V = Volumen de un tanque cilíndrico en m³ h = Altura del nivel del tanque, en m. L = Largo del tanque en m. 0.608 = Factor 1.33 = Factor Ejemplo:

Calcular el volumen del tanque que se encuentra en posición horizontal, con los siguientes datos: Largo = 6.00 m Diámetro = 1.80 m Altura del nivel del combustible = 1.20 m 7

V = 1.33 x 1.20² x 6.00

V = 1.33 x 1.44 x 6.00

1.80 - 0.608 1.20 1.5 - 0.608

V = 1.33 x 1.44 x 6.00 x 0.9444 = 10.8 m³ V = 10.8 m³

Ejemplo:

Cuerpo Elíptico

Determine el volumen de un tanque

l

con los siguientes datos. b π = 3.1416

a

a = 1.20 m

Tanque de diesel elíptico

b = 0.80 m

Formula: V= πxaxbxL

l = 5.5 m

Donde: Sustituyendo: π = 3.1416

V = 3.1416 x 1.20 x 0.80 x 5.5 = 16.58 m³

a = semi-eje mayor

Convirtiéndolo a litros se multiplica

b = semi-eje menor

por 1000 (donde 1 litro = 1000ml)

L = longitud

16.58 x 1000 = 16,580 litros

8

1.3.- Presiones. Es la fuerza ejercida perpendicularmente a una superficie por: un fluido, el peso o empuje de un sólido, etc. Para conocer la presión que ejerce una fuerza sobre una superficie o área se utiliza la siguiente formula: Donde:

Formula F

P = Presión

P=

F = Fuerza

A

A = Área Fuerza Presión =

Por consiguiente:

Área

Las unidades y símbolos en las que se expresa la presión son:

Sistema Métrico Decimal

Sistema Internacional

Kilogramo / centímetro cuadrado (kg / cm²)

Libras / pulgadas cuadradas (lb / pg²)

Factor de conversión kg / cm²

a

lb / pulg²

14.22

Factor de conversión lb / pg²

a

kg / cm²

0.0703

Aplicaciones.

9

Se coloca sobre un plano horizontal un tablón que mide 10.16 cm. de espesor, 30.48 cm. de ancho y 3.66 m de largo; primero se apoya sobre la cara más grande y después sobre un extremo. Si la superficie en que se apoya es muy blanda, evidentemente que el primer caso no se encajará mucho por que el peso se distribuye sobre un área muy grande. En el segundo caso sí se hundirá más puesto que su peso se concentra sobre un área pequeña, tal como se aprecia en las siguientes figuras.

Mayor Presión

Menor Presión Posición 1

Posición 2

Considere que el tablón pesa 68 Kg. en la posición 1, este descansa sobre un área de 309.67 cm².

Formula F P=

Sustitución 68 kg

= 0.219 kg / cm²

P= 309.67 cm

A P = 0.219 Kg / cm²

10

2

En la posición 2, el tablón descansa sobre un área de 111.556 cm² ¿Qué presión ejerce? Formula

Sustitución 68 kg

F

= 0.609 Kg/cm2

P=

P=

111.556 cm2

A P = 0.609 Kg / cm²

¿Que presión ejerce un mástil sobre sus apoyos dos gatos de tornillo con total de 91.20 cm² cuando su estructura pesa 5 toneladas con una carga adicional al gancho de 30 toneladas? Datos

Formula

Área = 91.20 cm²

F P=

Fuerza = 35 tons.

A

1 tonelada = 1,000 kg 35 tons. X 1000 Sustituyendo:

P= 91.20 cm²

35000 Kg = 91.20 cm²

= 383.7 kg/cm²

P = 383.7 Kg. / cm² Si se requiere conocer cual es la presión ejercida en lb / pulg.² se utiliza el factor de conversión 14.22. 383.7 kg / cm² x 14.22 = 5456 lb./pulg.² P = 5456.2 lb./pg² Con este ejemplo se observa que en la instalación de un mástil, es ineludible acondicionar una base con un área lo suficientemente grande donde se colocará la vigueta. 11

CAPITULO 2

2.- YACIMIENTOS Y GRADIENTES DE PRESIÓN 2.1.- Clasificación de las rocas. La ciencia que estudia la tierra y su evolución es la Geología. La tierra está formada por una gran variedad de materiales como aire, agua, hielo, minerales, rocas y organismos vivos. Los movimientos relativos de estos materiales por agentes tales como el viento, la lluvia, los ríos, las olas, crecimiento de los organismos y la actividad volcánica, ocasionan todos los cambios en la corteza terrestre. Estos cambios comprenden la formación de nuevas rocas a partir de otras antiguas, estructuras nuevas en la corteza y nuevas distribuciones de mares y continentes, montañas y llanuras. El paisaje actual es solamente la última fase de una serie de variadísima e infinita de paisajes terrestres y marinos. Es por eso que una roca no es sólo un conjunto de minerales, sino que es una página de la autobiografía de la Tierra; dispuestas en orden apropiado, estas páginas engloban la historia de la Tierra. Se considera que la Tierra se formó junto con el sistema solar, a partir de la condensación de polvo cósmico, hace aproximadamente cinco millones de años, pasando por una etapa de fusión inducida por la comprensión gravitacional y el desprendimiento de energía de elementos radioactivos. Con el transcurso del tiempo geológico (millones de años), al irse enfriando la Tierra, se solidificó el material fusionado (magma) dando origen a las rocas ígneas que formaron la corteza terrestre. Simultáneamente se liberaron masas de vapor y gases que construyeron la atmósfera, generándose lluvias torrenciales que formaron los océanos. El movimiento del agua, removió partículas de roca, arrastrándolas a los lugares más bajos. A este proceso se le llamo erosión el cual también se debe a la acción del viento, a la formación de glaciares (hielo) y cambios de temperatura. 12

Finalmente, las partículas o detritos derivados de las rocas ígneas fueron transportados y acumulados, proceso que se conoce como sedimentación. En la siguiente figura puede observarse como ciertos bloques de rocas ígneas se han desgastado de sus formas originales (líneas punteadas) y entre estos bloques aparece un valle parcialmente lleno con los sedimentos resultantes.

Pilar Tectónico

Fosa de Peñascos

Pilar Tectónico

Valle de sedimentos formada por la erosión.

La siguiente figura

muestra el corte de nuestro planeta en donde se

representa el núcleo magmática, el núcleo exterior, el manto y la denominada corteza terrestre también llamada litosfera que tiene aproximadamente 50 Km de espesor.

Corte transversal de la tierra

13

A continuación se anotan algunos datos numéricos de la tierra: Diámetro Ecuatorial----------------------------------- 12,757 Km. Diámetro Polar----------------------------------------- 12.714 Km. Longitud del Meridiano Polar----------------------- 40,077 Km. Superficie total------------------------------------------ 510 Millones de km² Superficie cubierta por mares----------------------- 361 Millones de km² (70.78%) Superficie de tierra emergida------------------------ 149 Millones de km² (29.22%) Mayor altura conocida--------------------------------- 8,882 m. sobre el nivel del mar. Mayor profundidad marina conocida-------------- 10,480 m. bajo el nivel del mar. Como el libro de la tierra es inmensamente largo, se ha clasificado su contenido, del mismo modo que un libre extenso se divide en volúmenes, secciones y párrafos; así se dividen los intervalos correspondientes de tiempo, o sea:

Divisiones de un libro: Volumen

Capitulo

Sección

Párrafo

Intervalos de tiempo: Era

Periodo

Época

14

Edad

Las referencias que hicimos anteriormente de las rocas, son suficientes para mostrar que pueden dividirse en tres grandes grupos, de acuerdo a su origen: a).-

Rocas Ígneas

b).-

Rocas sedimentarias

c).-

Rocas metamórficas La siguiente figura muestra el ciclo evolutivo de las rocas. CEMENTACIÓN

a).-

Rocas Ígneas.-ya se

Presión

anotó que por el enfriamiento de la Tierra, la materia en estado de

CALOR

ígneas. Las erupciones volcánicas proporcionan

una

prueba

se

encuentra

n sió o r E

Rocas Ígneas

Rocas Metamórficas CA LO

espectacular de que el interior de la Tierra

Sedimientos Erosión

EROSIÓN

fusión dio origen a las rocas

Rocas Sedimentarias

R

Magma

FR EN

I

TO EN AM

todavía

caliente; básicamente un volcán es una grieta o apertura por la cual el magma procedente de las profundidades es lanzado a la superficie baja la forma de corriente de lava, nubes explosivas de gases y cenizas volcánicas, dando lugar a nuestras rocas ígneas al enfriarse. b).-

Rocas sedimentarias.- Como producto de los procesos erosivos y por la

acción de agentes de transporte como vientos, ríos y mares, así como la propia acción de la vía generadora de sedimentos orgánicos, se dio origen a las rocas sedimentarias.

15

Para la industria del petróleo estas rocas son las más importantes, ya que en ellas ocurre el origen, migración y acumulación de depósitos de hidrocarburos. Estas rocas se clasifican a su vez en: •

Clásticas.

•

Químicas.

•

Orgánicas. Las rocas sedimentarias clásticas son aquéllas formadas a partir de

fragmentos o material clástico, compuesto por partículas de minerales o de otras rocas que ya existían previamente. Las rocas sedimentarias químicas son las que se forman por la precipitación, evaporación de aguas salubres y reacciones químicas de sales disueltas. Las rocas sedimentarias orgánicas son la que se forman por desechos orgánicos de plantas y animales. Rocas sedimentarias

CLÁSTICAS

QUÍMICAS

ORGÁNICAS

Conglomerados

Calizas

Turba

Areniscas

Dolomitas

Carbón

Limonitas

Arena

Distomita

Esquistos

Yeso

Calizas

Sal o anhidrita

16

Estas rocas poseen dos propiedades importantes que son: •

Porosidad

•

Permeabilidad Porosidad.- Los espacios entre las partículas de una roca se denominan

poros, estos espacios pueden ser ocupados por fluidos como agua, aceite o gas, tal y como se observa en una esponja la cual puede contener líquidos o permanecer vacía sin variar su volumen total.

Poros

Granos

Poros

Granos

Porosidad de las rocas

En algunas rocas estos espacios pueden o no estar comunicados, lo cual es muy importante, ya que de estos depende que pueda existir flujo a través de la roca. El volumen de poros entre el volumen total de la roca nos da una medida porcentual de la porosidad. Así por ejemplo, si tenemos una roca con un volumen de 10cm³, con un volumen poroso de 2cm³ el valor de su porosidad ( ø) sería: 2 cm³ Ø=

= 0.2 = 20% de porosidad 10 cm³

17

Los valores de porosidad varían según el tipo y las características de las rocas en porcentajes de 5 a 25%. Estas mediciones se hacen a partir de núcleos en laboratorios o indirectamente por medio de análisis de registros de pozos.

ROCA CONVENCIONAL

Pobre


Alta 8%

4%

< .01 %< Pobre .1 % Buena 1% Alta

.01 %

8%

.1 % 1%

Porosidad y permeabilidades características de rocas en yacimientos comerciales

Porosidad primaria es aquella que se refiere a los espacios resultantes en la roca después de su proceso de sedimentación. Porosidad secundaria es aquella resultante de las fracturas, cavernas y otras discontinuidades en la matriz rocosa. Permeabilidad.- La permeabilidad de una roca es la medida de su capacidad específica para que exista flujo a través de ella. 18

En la Industria petrolera la unidad que se usa para medir la permeabilidad es el Darcy. Se dice que una roca tiene permeabilidad Darcy, si un gradiente de presión de 1atm/cm3 induce un gasto de 1cm³/seg por cm² de área transversal, con un líquido de viscosidad igual a 1 Centipiose (cp). Para fines prácticos se utiliza el milidarcy (md) que es la milésima parte de 1 Darcy. Formula:

Definición de Darcy

c).- Rocas metamórficas.- Cuando las rocas de la corteza terrestre se encuentran bajo la influencia de presión por columnas de sedimentos, tracción por movimientos telúricos; elevadas temperaturas por actividad ígnea; reaccionan con cambios en la estructura y composición mineral, con lo cual llegan a transformarse en nuevos tipos de rocas que se les llama metamórficas. Como se aprecia en el ciclo de las rocas, éstas pueden fundirse y volverse magma convirtiéndose al enfriarse en rocas ígneas, o pueden sufrir el proceso erosivo que las convierte en sedimentos.

19

Composición de las Rocas SÍMBOLO O Si Al Fe Ca Na K Mg Ti H

NOMBRE

PORCENTAJE %

Oxigeno Silicio Aluminio Hierro Calcio Sodio Potasio Magnesio Titanio Hidrógeno TOTAL

46.71 27.69 8.07 5.05 3.65 2.75 2.58 2.08 0.62 0.14 99.34%

Expresada en Óxidos: SÍMBOLO SiO2 Al2O3 Fe2O3/FeO CaO Na2O K2O MgO TiO2 H2O

NOMBRE

PORCENTAJE %

Sílice Alúmina Oxidos de Hierro Cal Sosa Potasa Magnesia Oxido de Titanio Agua TOTAL

59.07 15.22 6.81 5.10 3.71 3.11 3.45 1.03 1.30 98.80 %

La clave del pasado. Las rocas son también páginas del libro de la Historia de la Tierra; uno de los objetivos principales de la geología es descifrar estas páginas y colocarlas en el orden histórico apropiado, haciendo válida la frase de que “el presente es la clave del pasado”. Por ejemplo: la presencia de corales fósiles en una caliza o conchas de animales marinos, indica que tal caliza fue depositada en el fondo del mar y que lo que ahora es tierra, estuvo sumergido en el mar; la presencia de salinas señalan la primitiva existencia de mares continentales que se evaporaron por el calor solar. 20

Las rocas estratificadas se acumularon capa sobre capa a través del tiempo, es evidente que los estratos inferiores serán los más antiguos y los superiores los más jóvenes. En realidad cada estrato contiene fósiles que vivieron en determinado intervalo de tiempo, por ellos es posible conocer la edad de las rocas.

21

2.2.- Columna estratigráfica ERAS

PERIODOS

DURACIÓN ESPESOR MÁXIMO DE APROXIMADA EN ESTRATOS EN MTS. AÑOS

VIDA CARACTERÍSTICA

CUATERNARIO -Actual

25,000

Hombre Moderno

1,220

1,000,000

Hombre de la Edad Piedra

-Plioceno

4,000

15,000,000

Mamíferos y plantas con flores

-Mioceno

6,400

35,000,000

-Oligoceno

4,570

50,000,000

-Eoceno -Cretácico

4,270 19,500

70,000,000 120,000,000

-Jurásico

6,100

150,000,000

-Triásico -Pérmico

7,620 4,000

190,000,000 220,000,000

-Carbonífero

12,190

280,000,000

-Devónico

11,280

320,000,000

-Silúrico

4,570

350,000,000

-Ordivícico

12,190

400,000,000

12,190 Desconocidos en detalle

500,000,000

-Pleistoceno CENOZOICA

MESOZOICA

PALEOZOICA

TERCIARIO

-Cámbrico -Proterozoico PRECÁMBRICA

-Arqueozoico -Eozoico

pero inmensamente

ORIGEN DE LA

Por lo menos

TIERRA

5,000,000,000

22

Anfibios y plantas primitivas

Invertebrados y fósiles abundantes Restos escasos de esponjas y algas Sin

1750,000,000

grandes

Reptiles

evidencia fósil de vida

2.3.- Origen del petróleo Origen.- Petróleo (del latín petra = roca y oleum = aceite) es el termino general con el que se designan todos los hidrocarburos naturales, ya sean sólidos o gaseosos que se encuentran en las rocas. El petróleo se compone de una mezcla de hidrocarburos (compuestos de Carbón e Hidrógeno) diferentes, por lo general acompañados de pequeñas cantidades de compuestos de Nitrógeno, Azufre y Oxígeno. Siendo fluidos, el aceite y el gas se comportan muy análogamente a las aguas subterráneas; ocupan los intersticios o espacios porosos de rocas tales como arenas, areniscas y calizas cavernosas o fisuradas, en aquellos lugares en que estas rocas almacén están convenientemente encuadradas por rocas impermeables, de modo que el aceite quede encerrado entre ellas. Las acumulaciones en escala suficiente para compensar los gastos de explotación, se denominan yacimientos de gas y aceite. El petróleo no conserva evidencia visible de su origen; básicamente se manejan dos teorías: la inorgánica y la orgánica. La teoría inorgánica sostiene que el aceite se formó por procesos volcánicos y químicos en la profundidad de la corteza terrestre, desplazándose, posteriormente, a través de las rocas porosas hasta acumularse en trampas naturales. La teoría Orgánica es la más aceptada por los científicos, ésta afirma que el Carbón e Hidrógeno que forman el petróleo, provienen de restos de plantas y animales acumulados a través del tiempo geológico. A medida que se acomodaron los sedimentos, la acción de las bacterias junto con las condiciones de presión y temperatura dieron lugar a la formación de hidrocarburos

23

GAS ACEITE AGUA PUNTO DE REBOSE

ETAPA 1

GAS

ACEITE ETAPA 2

AGUA

PUNTO DE REBOSE

Migración de Hidrocarburos GAS

PUNTO DE REBOSE

ETAPA 3

Migración.- Por migración se entiende el movimiento de líquidos y gases del área donde se formaron (roca madre) y que van hacia la roca donde se puedan acumular (roca almacén). La migración es un proceso continuo, una vez que los hidrocarburos son generados y expulsados de su lugar de origen, sin tomar en cuenta si se mueven a través de rocas porosas o por un sistema de fracturas. Los esquemas sucesivos de la figura anterior muestran el movimiento de ellos. En la etapa 1 se ilustra la estratificación del gas, aceite y agua arriba del punto de rebose de la trampa. En la etapa 2 se muestra como los hidrocarburos llenan la trampa hasta el punto de rebose, causando que el aceite migre hacia arriba. La etapa 3 señala como la trampa está llena de gas, éste se mueve debajo entrando en la trampa, pero un volumen igual se rebasa al mismo tiempo y el aceite se ha desviado completamente de la trampa.

24

De la interpretación anterior se deduce que deberá existir una barrera necesaria para impedir una migración, con objeto de tener una acumulación de hidrocarburos. En algunos casos el peso de las rocas y en otros la presión hidrostática ejercida sobre los hidrocarburos, darán la fuerza necesaria para expulsarlos a través de las capas más porosas o fracturadas hacia regiones de más baja presión. Efecto del peso de las rocas

2.4.- Características de un yacimiento

Las rocas de depósito son rocas porosas capaces de almacenar gas, aceite y agua. Para

que

una

explosión

sea

comercial debe tener suficiente espesor y

Gas

espacio poroso, con el fin de que produzca los fluidos contenidos en una

SÍMBOLOS DE LAS ROCAS

relación satisfactoria cuando se penetra al depósito a través de uno o varios pozos.

Aceite Agua Salada Aceite

CALIZA

ARENISCA ACEITE

LUTITA

Almacenamiento de hidrocarburos en arenas o areniscas

Las areniscas y las calizas son las rocas de acumulaciones más comunes. Aquí podemos observar como los tres fluidos del depósito, que son el gas, el aceite y el agua, por tener diferentes densidades ocupan determinados espacios en la trampa. De esta forma los hidrocarburos migran hacia arriba a través de las rocas y a lo largo de muchos kilómetros; inevitablemente existirá una fuerza que los impulse, y en este caso es al agua salada quien la esta ejerciendo. 25

A continuación se dan las características de las rocas: La caliza es un tipo de roca sedimentaria, rica en carbonato de calcio, que la mayoría de las veces sirve como roca almacenada para el petróleo La lutita es una roca formada por partículas finísimas de arcilla muy compactas entre sí. Los poros entre ellos son muy pequeños para que los hidrocarburos puedan fluir a través de los mismos. La arenisca es una roca sedimentaria formada por granos de arena separados por la disgregación de las rocas preexistentes. Tienen muchos poros entre sí y normalmente con buena porosidad. La porosidad es afectada adversamente por la compactación y cementación de los sedimentos. En las areniscas la porosidad se debe a la mezcla de distintos tamaños de granos y a la forma de empacarse. A continuación se muestran dos formas de empacamiento de granos esféricos.

Empacamiento de granos de arenisca

En la figura del lado izquierdo los granos están arriba unos de otros, mientras que en la del lado derecho cada grano se apoya en dos granos inferiores. Además aquí podemos observar que la del lado izquierdo tiene poros más grandes. La compactación por sobre peso de las rocas aplastará a los granos de arena, dando como resultado una menor porosidad. En los carbonatos (calizas), la porosidad y la permeabilidad están relacionadas con la sedimentación y con los cambios que han tenido lugar después de la acumulación. 26

La porosidad de una roca puede cambiar por procesos posteriores, por lo que las rocas pueden romperse y ser fracturadas por el asentamiento o movimiento de la corteza terrestre. Las fracturas y las juntas pueden aumentar la porosidad de una caliza. El agua disuelve a la caliza cuando no está saturada con minerales disueltos, fluyendo a través de la formación provocando que las fracturas y las juntas se hagan más grandes.

Fracturas

Caliza Juntas

Bloque de caliza mostrando las juntas y fracturas

Las corrientes subterráneas que circula a través de los poros de una caliza pueden aumentar mucho el tamaño de éstos al disolverse la roca. Estas corrientes aumentarán las fracturas, las juntas y los poros. Con referencia a la primera tabla de clasificación de las rocas sedimentarias, descrita anteriormente, existe un proceso llamado DOLOMITIZACION que se presenta cuando la caliza cambia a DOLOMITA. Esta roca surge del proceso químico que sufre la caliza por el intercambio de sus partes de calcio por magnesio. Así observamos que ciertas partículas de DOLOMITA reemplazan a las de caliza, produciendo espacios vacíos debido a que la partícula de DOLOMITA ocupa menos espacio que la de caliza. Cuando muchas partículas de caliza son reemplazadas por partículas de DOLOMITA, se forman demasiados poros o espacios entre las partículas, resultando con esto un aumento en la porosidad, por lo que con la disolución, el fracturamiento y la DOLOMITIZACION de las rocas, la porosidad resulta mayor que la original. 27

Esta porosidad original también puede disminuir cuando el agua esta saturada con minerales disueltos, depositándolos cuando fluye por los poros de la roca. Algunos yacimientos que originalmente tienen buena porosidad pueden llegar a obstruirse con residuos precipitados o depositaciones, que llenarán los poros disminuyendo la producción. También si una roca tiene pocas aberturas o poros, éstos no estarán comunicados, por lo que tendrán poca permeabilidad

Poros incomunicados La acumulación de hidrocarburos debe tener en su parte superior e inferior

una capa de material impermeable que impida la migración del aceite hacia otras capas superiores. Los factores que afectan la porosidad, también afectan la permeabilidad, sin la cual los hidrocarburos no pueden fluir, migrar o moverse a través de las rocas. Ejemplo de esta son las lutitas, que a pesar de tener muchos poros; tienen poca permeabilidad por lo que estas formaciones no tiene porosidad. Estructuras geológicas Las

principales

Formación impermeable

estructuras

capaces de contener hidrocarburos se

Gas Aceite

clasifican en:

Agua

Anticlinal.- En esta estructura,

Formación impermeable

también llamada domo, la acumulación de aceite y gas es sustentado por agua en una trampa, teniendo de apoyo dos

Estructura anticlinal

formaciones impermeables.

28

Los relieves de este tipo varían entre ciento y miles de metros. Muchos de ellos están acallados y el patrón puede ser sencillo o en extremo complejo. Algunos depósitos de petróleo se localizan en este tipo de estructuras. Trampas

por

fallas.-

Fallas

Bloque levantado

normales o de gravedad controlan la producción

en

gran

número

de

Bloque hundido

yacimientos. Ocurren en donde los efectos de esfuerzos tensionales son dominantes.

Falla Normal

Invariablemente los pozos que pasan por una falla normal perforan una sección sedimentaria anormalmente corta. Las fallas suelen dividir un yacimiento de depósitos separados o bloques de falla. Estas pueden ser paralelas, como muestra la figura siguiente, y cruzadas para

formar

trampas.

También

se

desarrollan en grandes pliegues y pueden formar

depósitos

separados

en

Fallas paralelas

estructuras mayores. Las

fallas

inversas

ocurren

ordinariamente en zonas que han sufrido compresión. Los pozos que pasan por estas fallas normalmente repiten la sección, pasando de capas antiguas por encima de la falla a capas más jóvenes por debajo de la misma.

29

Fallas Inversa

Este tipo de fallas sucede en flancos de montañas levantadas en donde la compresión horizontal influye principalmente en la formación de estructuras regionales. Estratigráfica.- Se le llama así a la estructura

o

trampa

que

tiene

un

acuñamiento de una arena productiva atrapada por capas impermeables. Estas discordancias o

periodos de

erosión

seguidos de acumulación llegan a formar Trampas ricas en hidrocarburos. Aunque la figura muestra una arenisca truncada,

Falla estratigráfica

las discordancias pueden atrapar petróleo en calizas o en dolomitas. a).-

De cuña.- Se forman cuando una arenisca porosa gradualmente se

convierte en lutita o en caliza compacta. Estos adelgazamientos pueden ser vestigios de antiguos bancos y extenderse en muchos kilómetros a lo largo de una faja angosta, en el límite de buzamiento, arriba de la arenisca. Aunque son cuñas estratigráficas pueden tener pliegues y fallas influyentes en el control de la producción. Existen otras como la de la cuña de transplante, originada en antiguos litorales, donde la arenas mas recientes se extienden buzamiento arriba y cada arena

es

un

yacimiento

aparte,

desarrollándose en varios rumbos, Trampa de Cuña

30

Pudiéndose extender con la producción confinada a trampas o altos regionales. b).- De cuña por cambio de porosidadpermeabilidad.- Esta cuña estratigráfica ocurre

donde

permeable

una

cambia

impermeable.

roca

porosa

gradualmente

Frecuentemente

y en una

dolomita no porosa se convierte en buzamiento arriba en caliza no porosa para formar la trampa. Trampa por cambio de porosidad

Gas Aceite Agua salada

Estructuras salinas.- Están presentes a lo largo de la costa del Golfo. El grupo o tapón salino ha salido por entre sedimentos superadyacentes. La producción ocurre en muchas trampas diferentes donde suele haber fallas complejas. La sal puede estar cubierta por roca caliza, yeso, azufre o

Domo Salino

anhidrita, y esta capa de roca puede ser productiva.

Un campo de domo presenta gran variedad de trampas. En muchos de los casos la sal o roca tapa, cuelga o sobresale por los sedimentos invadidos. Las fallas complejas son típicas de domos salinos y atrapan el petróleo. 2.5.- Conceptos de presiones.

Presión hidrostática (Ph)

31

Es la presión ejercida por una columna de fluido, debido a su densidad y altura vertical, y se expresa en kg/cm² o lb/pg². Siendo su formula en el sistema métrico decimal (SMD) Densidad del fluido (gr/cm3) x Profundidad (m) Ph =

DxP Ph =

10

10

Sistema Internacional Ph = Densidad (lb/gal) x profundidad (pies) x 0.052 = lb./pulg.² Para el caso de pozos direccionales, utilizar la profundidad verdadera (PVV) y no la desarrollada (PD) Ejemplo: ¿Cual será el 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? DxP Ph =

1.23 x 3,202 =

10

; Ph = 393.8 Kg/cm² 10

Presión de formación (PF) Es la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca, también se la 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. Las presiones de formación se clasifican en:

32

•

Normales

•

Subnormales

•

Anormales

2.6.- Gradientes de presión. Presión de sobrecarga (PSC) Es el peso de los materiales que se ejerce en un punto determinado en la profundidad de la tierra. La formula para conocer la PSC es: Peso del mineral + Peso del Agua PSC = 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 0.231kg/cm²/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 2.64gr/cm³ (18 a 22lb/gal) 2.7.- Presiones normales, anormales y subnormales Formaciones con presión normal Son aquellas que se pueden controlar con densidades del agua salada, las densidades del fluido requerido para controlar estas presiones es el equivalente a un gradiente de 0.100 a 0.107kg/cm²/m². 33

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 tiene un gradiente de 0.107kg/cm²/cm (100,000 ppm de cloruros). Formaciones con presión anormal Son aquellas en que la presión de formación es mayor a la que se considera como presión normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas presiones equivalen a gradientes hasta de 0.224kg/cm²/m. Estas presiones se generan usualmente por la comprensión que sufren los fluidos de la formación debido al peso de los estratos superiores. Las formaciones que tienen altas presiones se consideran selladas, de tal forma que los fluidos que las contienen no pueden escapar, soportando esta parte de la presión de sobrecarga. Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son: •

Datos de sismología

•

Parámetros de penetración

•

Registros eléctricos

Formaciones con presión subnormal Son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la del agua dulce, equivalente a un gradiente menor de 0.100kg/cm²/m. Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones, es considerar que

34

el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otra vía del yacimiento, causando su depresionamiento. 2.8.- Presión reducida de bombeo. Gastos y presión reducida de circulación El gasto reducido de circulación (QR) se determina disminuyendo la presión en el sistema de circulación a cualquier gasto menor del gasto del trabajo. Esto es, que no necesariamente tiene que ser el 50% del gasto normal de trabajo. Esto dependerá de las condiciones reales que se tengan en el pozo, así como el equipo de bombeo. Al tener este gasto estabilizado se debe leer la presión de bombeo en la tubería de perforación, esta presión superficial será la presión reducida de circulación (PR) y representa las caídas de presión por fricción en el sistema a determinado gasto (QR) el gasto de la bomba durante el control de un brote se reduce por las siguientes razones: 1.-

Disminuyendo la presión de circulación requerida durante el control

2.-

Disminuyendo la posibilidad de falla del equipo de bombeo por fatiga

3.-

Permite adicionar barita durante la operación de control

4.-

Se dispone de más tiempo para analizar los problemas que se suscitan

5.-

Permite que el rango de trabajo del estrangulador variable sea el adecuado

6.-

Reduce las caídas de presión por fricción en el sistema durante el control

El gasto y la presión reducida de circulación se deban actualizar cuando se realice un cambio de geometría en la sarta de perforación, cuando cambien las propiedades del lodo o cada vez que se incremente la profundidad en 150m. Cuando no se cuenta con dicha información, es posible calcular la presión reducida de circulación a un gasto dado con las fórmulas de caídas de presión por fricción en el sistema, y algunas consideraciones prácticas. 35

CAPITULO 3

3.- INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE EQUIPOS 3.1.- Tipos y características de los componentes de los equipos de PEMEX. Los equipos de perforación y mantenimiento de pozos, se clasifican por la cantidad de partes que lo componen, su capacidad en potencia, caballo de potencia (H.P.), número de viajes y de días calendario requeridos para su movimiento, en este manual se clasifican de la siguiente manera ejemplificada: “Datos tomados como ejemplos de las estadísticas de PEP en experiencias de movimientos de equipos en la división sur”. Tipo “A”

Equipos de perforación de pozos con capacidad de 2,000 a 3,000 H.P., 62 viajes y 15 días calendario para el movimiento a una distancia de 80 Km.

Tipo “B”

Equipos de mantenimiento de pozos con capacidad de 725 a 1,000 H.P., 34 viajes y 7 días calendario para el movimiento a una distancia de 60 Km.

Tipo “C”

Equipos de mantenimiento de pozos con capacidad de 600 H.P., 27 viajes y 6 días calendario para el movimiento a una distancia de 60 Km.

TIPO

EQUIPOS

VIAJES

DÍAS CALENDARIO

62

15

27

6

34

7

206, 306, 313 329, 330, 331, “A”

333, 335, 336, 337, 338, 339, 341, 342, 2005, 4016, o similar.

“B-6” “B-7”

2202,5595, 5626, 5627, 5641, 5642, 5645, 5648, 5651 o similar 9101, 9102, 9104, 9105, 9107, 9108, 9109, o similar

36

3.2.- Partes principales de un mástil.

CORONA

CHANGUERO

MÁSTIL

SUBESTRUCTURA

NAVES Y SUBESTRUCTURA

37

3.3.- Medidas e interpretación del diagrama de instalación de un equipo. TIPO “A” CONTINENTAL EMSCO

Cargadores

Caseta de Herramientas .

Cargadores

Caseta de Mantto.

Tanque Diesel. Tanque Diesel.

Fire Box

Mástil Muelle

Muelle

Nave

Cargadores

M a l a c a t e

B o m b a

Agua tratada

Caseta de Control

Nave B o m b a

M.M.D. M.M.D. 11

27

M.M.D. 2

Manifold

Eliminador de Sólidos

Presa de Succión

Presa de Asentamiento

Presa de Mezclado

Radiadores

Bomba Koomey

M.M.D. 3 Bomba Centrifuga Compresores

Rampa de Mat. Químico

Contenedor de corte

Tanque de Lodo

Tanque Agua

Silos

.-DE NAVE A NAVE

6.12 m

9.- MÁQ. 2 A MÁQ. 1

11.0 m

17.- ANCHO DE COMPRESORES.

2.38m x 6.70 m

2.- DE CENTRO AL FRENTE

8.70 m

10.- MAQ. 1 A TANQ. DE DIESEL

1.50 m

18.- MAQUINAS.

5 PIZARRAS DE MADERA

3.- DE CENTRO PARA ATRÁS

9.08 m

11.- TANQ. A TANQ. DE DIESEL

.50 m

19.- RADIADORES

6 TABLONES

4.- ANCHO DE NAVE

2.25 m

12.- MAQ. 3 A CONTROLES

2.50 m

20 CONTROLES

6 TABLONES

5.- CENTRO A PRESA ASENTA.

12.0 m

13.- CONTROL A COMPRESORES

2.0 m

21.- COMPRESORES

4 TABLONES

6.- PRESA A BOMBA

4.45 m

14.- COMPRESORES A TANQ. DE AGUA

1.0 m

22.- BOMBAS DE LODOS

1 PIZARRAS DE MADERA Y 2 TABLONES

7.- CENTRO A MAQ.

33.0 m

15.-ANCHO DE MAQ.

1.83 m x 7.60 m

23.- LAS NAVES

2 PIZARRAS DE MET. C/U

8.- MAQ. 3 A MAQ. 2

1.0 m

16.- ANCHO DE CONTROL

2.74 m x 11.20 m

1

38

Plano de instalación del equipo de perforación tipo “A” IDECO CM Caseta de Mantto.

Caseta de Htas.

Bomba Koomey

Tanq. Diesel Tanq. Diesel

Bomba 2

Agua Tratada Bomba 1 M.M.D. 1

Muelle

M.M.D. 2

Muelle

M.M.D. 3 Manifoold

Caseta de Comp. Bomba Centrifuga

Presa de Succión Presa de Asentamiento

Presa de Mezcladores Agua Tratada

Contenedores

Rampa de material Químico Rampa de material Químico Silos

DE NAVE A NAVE

7.09 m

DE MAQUINA 2 A MAQUINA 2

0.95 m

DE MAQUINAS A P.C.R.

2.6 m

ANCHO DE NAVE

2.64 m

ANCHO DE MAQUINAS

1.83 m

ANCHO P.C.R.

2.75 m

DE CENTRO DE POZO AL FRENTE

9.90 m

LARGO DE MAQUINAS

7.6 m

LARGO P.C.R.

10.4 m

DE CENTRO DE POZO A PRESA TRASERA

10.70 m

DE MAQUINA 2 A MAQUINA 1

0.95 m

DE MAQUINA 2 A COMPRESORES

2.2 m

DE CENTRO DE POZO A PRESA

11.70 m

DE MAQUINA 1 A TANQUE DIESEL

2.6 m

DE PRESA DE SUCCIÓN A BOMBAS

4.60 m

ANCHO DE TANQUE DIESEL

2.44 m

DE LÍNEAS

24.65 m

DE T. DIESEL 1 A T. DIESEL 2

0.6 m

33.00 m

DE MAQUINAS A RADIADORES

0.5 m

DE CENTRO MAQUINA

DE

POZO

A

LÍNEA

DE

39

Plano de instalación del equipo de Mantenimiento a Pozos tipo “B-7” Instalación EQ. 9110 “SKY-TOP” Bomba Centrifuga

Presa Auxiliar

Caseta de Mat. Químico

Presa de Asentamiento

Presa de Succión 1.45 m 1.20 m Bomba de Lodo

Charola # 5.

9.70 m

8.70 m

9.70 m

5.75 m

1.50 m Cable de Operación.

Muelle de T.P. 8.80 m

#

1.56 m 1.97 m 1.10 m

13.0 m Charola # 1

Huacal

Charolas

#

Charola # 2

Charolas y Comedor 3.90 m

1.50 m

1.30 m

Bomba Camerón

Planta de Luz 5.80 m

Tornillería

NOTA:

LARGO DE PIZARRA

4.90 m

ANCHO DE PIZARRA

1.62 m

LARGO DE LA SUBESTRUCTURA

13.72 m

40

T. mecánico

Comedor

6.0 m

Plano de instalación del equipo de mantenimiento a pozos tipo “b-6” INSTALACIÓN EQ. 5599

11.65 m 10.00 m

Centrifuga y Caseta de Mat. Químico Presa de Sedimientos

Presa de Succión

20.20 m

11.50 m

11.80 m

Ensamble de estrangulación

.80 m Bomba de Lodos

2.00 m 7

1.75m

5

Muelle de Tubería 7

5

7

5 12.35 m

6.35m 30.40 m

1.50 m

1.65 m Planta de Luz

10.20 m

Perrera

2.85m

11.60 m Bomba Koomey

NOTA: DISTANCIA DEL CENTRO DEL POZO AL PATÍN 1.75 m DISTANCIA DEL CENTRO DEL POZO A LA VIGUETA ESTABILIZADORA 1.34 m

41

6.80 m

3.4.- Medidas de seguridad en la instalación y el desmantelamiento de un equipo 1.-

El personal involucrado en las tareas de perforación y mantenimiento de pozos deben portar el equipo de protección personal completo específico para cada trabajo que la empresa Petróleos Mexicanos les proporciona.

2.-

Antes de iniciar cualquier tipo de trabajo se deben dar pláticas de seguridad o de la operación a realizar para Concientizar al personal de los riesgos que puede provocar una tarea mal hechas.

3.-

El Técnico y el Perforador deben vigilar que todos los trabajadores porten correctamente el equipo de protección personal que la empresa les proporciona.

4.-

No deben de estar más de una persona haciendo señales durante las maniobras, la persona seleccionada debe tener amplia experiencia.

5.-

Los cables de acero que se utilizaran para la maniobras, deben inspeccionarse antes de ser utilizados y tener una resistencia mínima de 5 veces mayor al peso de la carga a levantar.

6.-

Todo cable en malas condiciones no debe ser utilizado.

7.-

El personal no debe viajar junto con las cargas, ni caminar o pararse debajo de estas cuando se encuentran suspendidas para no exponer en riesgo su integridad física.

8.-

El personal que trabaje en altura mayor de 1.80m. Debe usar sin excusa el equipo de seguridad (Arnés) apropiados para estos tipos de trabajos y evitar actos inseguros que puedan provocar un accidente.

9.-

Cuando se esté levantando el mástil, el personal debe retirarse del área y trayectoria del mismo por cualquier objeto que pudiera caerse en el izaje y causarle un accidente.

10.- En el mismo izaje del mástil, no se deben hacer maniobras con unidades motrices debajo de este, o dentro del radio de acción del mismo para evitar accidentes por caídas de objetos o posible caída drástica del mástil.

42

11.- Todo acto o condición insegura debe ser corregido de inmediato ya que esto es sinónimo de accidentes. 12.- No debe permitirse que las grúas trabajen: •

Si se observan en malas condiciones

•

Si los operadores carecen de experiencia, sus cables o estrobos se encuentren dañados o no sean de suficiente capacidad

•

Si esta mal nivelada o el operador no respeta las reglas de seguridad.

13.- Las grúas como unidades de apoyo en los trabajos de instalación de equipo deben contar con un equipo sonoro o claxon para prevenir al personal, cuando estas se encuentran en movimiento. 14.- Verificar antes de suspender cualquier carga las condiciones del freno y las condiciones en general de las grúas, resistencia de sus cables y sus ganchos de acero. 15.- Antes de levantar las cargas con la grúa esta debe anclarse y nivelarse correctamente y tener el ángulo correcto de acuerdo a la tabla instalada en la misma grúa por el fabricante. 16.- Verificar el correcto amarre y nivelación de las cargas, (los cables utilizados en la carga deben tener el mismo diámetro y largo) 17.- Delimitar el área de acción de la grúas con cinta barricada para prevenir a la persona de los posibles riegos cuando estas están en operación o realizan maniobras. 18.- Cuándo se tenga cargas en suspenso, deben ser guiadas directamente con las manos, para hacer esto se recomienda guiarlas amarrándoles retenidas con elásticas para trabajar alejando de la pieza en movimiento. 19.- El operador de la grúa debe coordinar con un elemento diestro de maniobra para recibir únicamente de este, las indicaciones pertinentes y evitar provocar errores costosos por malas indicaciones. 20.- La visibilidad para mandar y captar las señales al realizar las maniobras deben ser claras y precisas, si por motivos que no pueda ser así, debe poner a otra persona con experiencia que sirva de intermediario para realizar con seguridad este evento. 43

21.- El área en donde se realizan las maniobras debe encontrase, limpia, ordenada, y libre de obstáculos. 22.- En trabajos de altura y en donde sea posible instalar andamio, este debe instalarse para una mayor seguridad del personal, sin olvidar ponerse el equipo para trabajos de altura. 23.- El técnico y el perforador tienen la obligación de vigilar que el personal a su cargo y los de compañías auxiliares, den cumplimiento a las normas de seguridad y estos últimos de acatarlas. 24.- Toda maquinaria en movimiento para cargas y maniobras deben ser operadas por personal con experiencia, que no deje lugar a dudas su habilidad y experiencia. 25.- Los equipos deben instalarse en contra de los vientos dominantes para que estos, en caso de una manifestación del pozo no lleven los gases o el fuego hacia la dirección de la vía de escape del personal o hacia la unidad de control de los preventores. 26.- Debe instruirse al personal sobre contingencias y señalizarse las rutas de evacuación. 27.- La operación de inspección de un equipo ayuda de manera determinante a prevenir accidentes, pero es un esfuerzo compartido de todo el personal dentro de la instalación. 28.- La inspección se considera desde la revisión de un simple tornillo, hasta una auditoria completa a un equipo de perforación y mantenimiento de pozos. 29.- Inspeccionar la instalación correcta y segura de los pisos, barandales y escaleras. 30.- Inspección de los accesorios usuales de operación tales como: •

Las cuñas para tuberías,

•

Elevadores

•

Llaves de torques

•

Cabrestantes

•

Malacates neumáticos 44

•

Cables de acero

•

Ancla de la línea muerta

•

Verificar que los agujeros en el piso cuando no estén en uso se mantengan tapados

•

Herramientas de trabajo suficientes, apropiadas y en buenas condiciones.

31.- El sistema de iluminación debe ser suficiente para los trabajos nocturnos. 32.- Debe inspeccionarse el equipo de seguridad personal como son los cinturones, arneses, cables de vida, guantes, lentes protectores, botas y ropa antes de iniciar los trabajos de armado de equipo. 33.- Lo expuesto arriba son recomendaciones mínimas de las que deben prevalecer en el equipo. 34.- Por ningún motivo, razón o causa debe pasarse por alto la verificación general y detallada de las condiciones de seguridad y operación del equipo, las herramientas, y los accesorios, antes de iniciar las operaciones de perforación y mantenimiento de pozos, y posteriormente durante las operaciones a intervalos establecidos bajo programas o antes si se detectan operaciones riesgosas y con mayor razón aquellas de alto riesgo. 35.- Es de suma importancia que prevalezca: LA SEGURIDAD, EL ORDEN, Y LA LIMPIEZA en el área de trabajo y en general de toda localización para evitar condiciones inseguras que provoquen accidentes.

3.5 secuencia sistemática de la instalación y el desmantelamiento de un equipo Secuencia sistemática para la instalación de equipos 1.-

Verificación del sitio donde se instalara el equipo

2.-

Inspección a unidades de apoyo logístico

3.-

Platicas de seguridad operativa con el personal involucrado 45

4.-

Realizar trazos para la distribución del equipo

5.-

Instalación de pizarras

6.-

Instalación de subestructuras

7.-

Instalación de malacates

8.-

Instalación de bombas de lodo

9.-

Instalación de rampa de material químico

10.- Instalación de paquete de maquinas 11.- Instalación de paquetes de lodo 12.- Instalación de caseta de herramientas y tanques de agua y diesel 13.- Armar piso y rotaria. 14.- Instalar freno magnético, motor eléctrico, tomas de fuerza 15.- Acoplar transmisiones y líneas neumáticas 16.- Armar mástil y verificar puntos críticos. Evitar dejar objetos en el mástil 17.- Instalar brida de Izaje 18.- Guarnir aparejo 19.- Instalar el indicador de peso 20.- Instalar

sistema

eléctrico,

de

agua,

de

aire,

combustible

funcionamiento del freno auxiliar 21.- Levantar mástil 22.- Instalar bombas para operar 23.- Armar cobertizo y terminar de instalar red eléctrica 24.- Instalar al frente, cargadores, rampas y muelles de tubería 25.- Instalar trailer habitación 46

y

probar

26.- Nivelación de equipo 27.- Instalación de señalización de seguridad FIN Secuencia sistemática para el desmantelamiento de equipos 1.-

Efectuar pláticas de seguridad ecológica y operativa.

2.-

Probar sistemas de abatimiento (gatos hidráulicos)

3.-

Desmantelar el piso de trabajo, mesa rotaría, verificar funcionamiento del freno auxiliar y anclaje del malacate.

4.-

Abatir mástil.

5.-

Asegurar guarnido del aparejo

6.-

Desmantelar changuero, polea viajera, corona y mástil.

7.-

Desmantelar bombas para lodo, líneas y conexiones.

8.-

Desmantelar malacate.

9.-

Desmantelar las subestructuras.

10.- Desmantelar sistemas de combustible neumático y eléctrico. 11.- Desacoplar motogenaradores. 12.- Desmantelar paquete de lodo. 13.- Desmantelar conexiones del cuarto de control y pasillo de cableado eléctrico. 14.- Desconexión de compresores. 15.- Desmantelar bombas para operar preventores. 16.- Levantamiento de pizarras.

47

3.6.- Tipo y manejo de las herramientas de mano. Llaves manuales En las operaciones llevadas a cabo por el área de perforación y mantenimiento de pozos, se utilizan ciertas herramientas manuales, entre Llave recta para tubería (Stillson)

las que se encuentran: a).-

Llave recta para tubería (Stillson)

b).-

Llave de cadena

c).-

Llave de golpe

Este tipo de llaves se utiliza para conectar líneas superficiales, tales como: • Líneas para suministro de agua • Líneas roscadas al múltiple de estrangulación • Líneas a la presa de quemar Precaución: Las llaves rectas ajustables para tubería, no deben usarse en aparejos de producción o sartas de trabajo, ya que su construcción no es la apropiada, y provocaría colapsos. Existen varias marcas y tamaños de estas llaves, las cuales se pueden usar en tuberías desde 1¾” a 8” de diámetro. Antes de manejar la llave: 48

•

Compruebe el tamaño de la tubería que se va a conectar o desconectar

•

Verificar el estado de las quijadas, éstas deben tener los dados de agarre en buen estado

Uso correcto: Ajuste la quijada móvil al tamaño del tubo, según se aprecia en la figura siguiente: Una vez ajustada la quijada móvil, el esfuerzo que se aplique debe ser en el sentido de agarre de la llave, jalando el mango recto hacia el cuerpo de la persona que produce la fuerza. A continuación se presenta una tabla donde se ilustran tamaños de llaves más comúnmente usadas en perforación así como las aberturas máximas de cada una de ellas. TAMAÑO (pg)

ABERTURA MÁXIMA (pg)

24

3

36

5

48

6

60

8

Precauciones: •

El empleo de extensiones llamadas ayudantes debe evitarse, ya que el mango

recto tiene una resistencia calculada al tamaño de la llave, y los ayudantes pueden deformar esta última o provocar un accidente. •

Evite utilizar estas llaves o cualquiera, como martillos, para golpear cualquier

superficie, ya que su construcción es de acero endurecido y al golpearse entre sí, pueden provocar desprendimiento de partículas que son sumamente peligrosas al hacer contacto con los ojos o en cualquier parte del cuerpo. 49

•

Evite usarla para el deslizamiento del cable al malacate, ya que los dientes

rompen los hilos del cable, y esta práctica puede ocasionar accidentes. Llave de Cadena Las llaves de cadena que más se usan, normalmente son empleadas en tuberías de 2” a 12”. Las figuras siguientes ilustran dos llaves de cadena clase “A” y “B”, y las partes que las componen: Llave de Cadena Clase “A” Modelo Original

Llave de Cadena Clase “B” Modelo Reversible

La función que desempeña esta llave es la misma que se describió para la llave de tipo recto. Antes de emplear la llave, verifique: •

Que los dientes de las quijadas estén limpios y afilados.

•

Que la cadena tenga sus eslabones y pernos en buen estado.

•

Que el brazo esté en excelentes condiciones. 50

Uso correcto: Ajuste la cadena al tamaño del tubo, como se aprecia en la figura.

Esta posición nos brinda seguridad, ya que al transmitir fuerza a la cadena, ésta se afianza más a las quijadas de la llave, garantizando el aguante del tubo. Precaución Nunca introduzca en el brazo de la llave un tubo conocido como “ayudante”, ya que se rompería la cadena y deformaría el brazo (esto es consecuencia de una fuerza aplicada en exceso). Cuando exista la necesidad de aplicar mayor fuerza, emplee una llave más grande. Llave de Golpe Las llaves de golpe para trabajo pesado que más se utilizan en las operaciones efectuadas en los pozos petroleros son: llave de golpe tipo

Llave de golpe tipo Estrías

estrías y de tipo hexagonal.

51

Estas llaves normalmente se utilizan para el manejo de tuercas, ubicadas en los árboles de válvulas o bombas de lodos y tienen su medida en Llave de golpe tipo Hexagonal

el sistema inglés (pulgadas).

Antes de usar la llave. Revise que no esté rota o presente desgaste, que esté limpia, ya que esto brinda seguridad personal al golpear para accionarla. Uso correcto Coloque la llave en la tuerca que se vaya a aflojar o apretar, y golpee exclusivamente en el lugar diseñado para ello. Precaución No golpee la llave con herramientas impropias. Las herramientas para golpear pueden ser martillos o marros, dependiendo del tamaño de la llave. Herramientas de Corte La herramienta de corte que se emplea en los trabajos de Perforación y Mantenimiento de pozos son:

Cortador Hidráulico (Guillotina) Esta herramienta se utiliza para cortar cables de acero. Antes

de

emplear

el

cortador

hidráulico. 52

•

Verifique el nivel correcto del aceite hidráulico.

•

Revise que la hoja de corte esté en buen estado.

•

Al efectuar un corte de cable de acero, asegure los extremos o el extremo donde se vaya a cortar, amarrado con el alambre. Esto se realiza con el fin de evitar la deformación del cable.

Uso correcto •

Introduzca el cable en la compuerta de la guillotina.

•

Enganche la bisagra en la compuerta.

•

Accione la palanca de la bomba hasta que la hoja cortadora haga contacto con el cable.

•

Ejerza presión en la palanca hasta que realice el corte.

•

Libere la presión para que se retraiga la navaja y pueda abrir la compuerta.

Herramientas de Limpieza Entre las herramientas de limpieza más comunes que se utilizan en el área de Perforación y Mantenimiento de pozos están: a).-

Rasqueta: se emplea para

quitar o remover el óxido, o cualquier

Rasqueta

otro recubrimiento indeseable de las partes metálicas.

53 Cepillo de Alambre

b).utiliza

para

Cepillo de alambre. Se limpiar

superficies

metálicas, donde se aplicará pintura. Herramientas de Uso Común. Para el desarrollo de trabajos ordinarios se debe contar con herramientas manuales como las que se aprecian en las figuras siguientes

54

Nudos A continuación se analizarán los nudos más comunes, elaborados con cable de Manila para sujetar, jalar y/o levantar las piezas.

55

56

Figura

57

CAPITULO 4

4.- HERRAMIENTAS Y EQUIPOS EN PISO DE TRABAJO 4.1.- Características y manejo de las llaves de fuerza manuales e hidráulicas. Llaves Mecánicas de Fuerza Las llaves más utilizadas en los trabajos del área de Perforación y Mantenimiento de pozos son: Llave tipo “C” para tuberías de trabajo y lastrabarrenas SUPER C LLaves Manuales Para Tuberías de Perforación

Rango: 23/8”- 10¾”

y Tubería de Revestimiento.

Intercambiable: BJ “C”, BV-35

Rango de Torque: 35,000 Ft. Lbs.

58

P/N

DESCRIPCIÓN 619-101-0301

LLaves W / 401/2” con Palanca de 31/2 ” -51/4”

3½”- 5¼”

619-101-0302

LLaves W / 30 7/8” con Palanca de 1/2” -51/4”

3½”- 5¼”

617-101-0330

LLaves de fuerzas

23/8”-35/8”

617-101-0329

LLaves de fuerzas

27/8”-41/4”

617-101-0321

LLaves de fuerzas

31/2”-51/4”

617-101-0333

LLaves de fuerzas

51/4”-7”

618-101-0423

LLaves de fuerzas Assy

7” -85/8”

617-101-0423

LLaves de fuerzas (solamente)

7” -85/8”

617-101-0426

Bisagras de las llaves de fuerzas

7” -85/8”

618-101-0424

Seguros de las llaves de fuerzas Assy

9” -103/4”

617-101-0424

Seguros de las llaves de fuerzas (solamente)

9” -103/4”

617-101-0430

Seguros de las llaves de fuerzas (solamente)

95/8”-103/4”

Llave tipo “B” y “SDD” para tubería de trabajo, lastrabarrenas y tuberías de revestimiento. SUPER B

59

LLaves

Manuales

para

tuberías

Perforación y Tub. de Revestimiento

de

Rango 31/2”- 133/8” Intercambiable: BJ “B”, BV-55

Rango de Torque: 55000 Ft. Lbs. P/N

DESCRIPCIÓN

616-101-0101

LLaves W / 48¾” con Palanca y Seguros

4”- 6¾”

619-101-0102

LLaves W / 42¾” con Palanca y Seguros

4”- 6¾”

619-101-0134

LLaves de Fuerza 35” con Palanca y Seguros

4”- 63/4”

617-101-0121

LLaves de Fuerzas

31/2”-5”

617-101-0122

LLaves de Fuerzas

41/4”-63/4”

617-101-0123

LLaves de Fuerzas

65/8” - 9”

617-101-0129

LLaves de Fuerzas Assy

9” - 103/4”

617-101-0124

LLaves de Fuerzas (Solamente)

7” - 85/8”

616-101-0125

Mordazas de fuerzas

617-101-0131

Seguros de las llaves de Fuerzas Assy

12 ¾”

617-101-0126

Seguros de las llaves de Fuerzas (solamente)

13 3/8”

11¾” 5/8”

SDD LLaves

Manuales

para

tuberías

Perforación y Tub. de Revestimiento Rango de Torque: 100,000 Ft. Lbs.

60

de

Rango 4”- 17” O.D. Intercambiable: BJ “SDD”, BV-100

P/N

DESCRIPCIÓN

619-101-0601

LLaves W / 4 – 8 ½” de Fuerzas Assy

4”- 8½”

618-101-0621

LLaves de Fuerzas

4”- 8½”

618-101-0622

LLaves de Fuerzas

8½”- 12”

618-101-0623

LLaves de Fuerzas

12”-15”

618-101-0624

LLaves de Fuerzas

15¾”

618-101-0625

LLaves de Fuerzas

16”-17”

618-101-0626

Seguros de Fuerzas

8½” -17”

Instalación La llave deberá suspenderse en un cable de acero flexible de 9/16” de diámetro, empleando una polea que se coloca a la altura del changuero del mástil del equipo. • Un extremo del cable se fija a la barra de suspensión de la llave. • En el otro extremo se coloca un contrapeso, el cual debe estar situado en la parte inferior del piso de trabajo y tener el peso suficiente para que la llave pueda ser movida hacia arriba o hacia abajo por un solo hombre. • Posteriormente, asegúrese la llave con otro cable de acero con las mismas características.

61

• Un extremo del cable se sujeta al perno que tiene la llave en el extremo lateral del brazo de palanca. • Asegure el otro extremo a la base del mástil o poste. • Instale un conjunto de indicadores de torque (dinamómetro) de llaves, como el que se aprecia en la siguiente figura. Este aparato sirve para el control y las medidas de torsión de la llave de fuerza. El indicador de torque (dinamómetro) consta de dos agujas: • La aguja roja se emplea para fijar límites de fuerza aplicada.

• La aguja negra permite una verificación

Indicador de torque (dinamómetro)

precisa del torque requerido en el enrosque de las juntas o lastrabarrenas que se usan en tuberías de perforación. La colocación del indicador de torque puede ser dinamómetro o torquimetro. •

Portátil.

•

Permanente.

Al conectar o desconectar tubería, la rotaria debe estar sin el candado, ya que cuenta con dos llaves de fuerza. •

La de la izquierda se le conoce como llave de quebrar.

62

•

La de la derecha se le identifica como llave de apretar.

El uso incorrecto de este tipo de llaves es sumamente peligroso, ya que la fuerza aplicada es tal que puede ocasionar daños personales de consecuencias graves, si no se prevén las posiciones correctas para accionarlas; la siguiente figura nos presenta una posición inadecuada en el manejo de ellas.

Posición Inadecuada

Condiciones de Seguridad •

El cable de seguridad que sujeta al contra peso, debe tener la longitud necesaria para permitir el movimiento vertical suficiente de la llave, sin que el contra peso se apoye en alguna superficie.

•

Para evitar accidentes personales inspeccione los cables de seguridad periódicamente.

•

Nunca debe utilizar las llaves para desconectar la tubería con rotaria.

•

Al conectar o desconectar la tubería revise que la rotaria se encuentre sin el candado.

63

•

Para asegurarse que la conexión tenga un buen apriete, la llave debe estar en un ángulo recto (90°) a la línea de jalón. En cualquier otro ángulo la efectividad se reduce, disminuyendo la fuerza de torque aplicada.

Llaves Hidráulicas Las llaves hidráulicas pueden ser usadas en tuberías de producción, de perforación y de revestimiento, dependiendo del modelo y tamaño que se requiera. Llave de rolado y apriete

En el rango de operación o cambios de diámetros de tubería, deberá sustituir únicamente las cabezas o mordazas, empleando los mismos dados. Operación: Los pasos a seguir para la operación de la llave IR 2100 son: 1.-

Verifique el diámetro y tipo de la tubería que se va a manejar.

2.-

Coloque las cabezas o mordazas (1) al diámetro correcto. Los dados (2) deberán tener filo y estar limpios. 64

Abra la compuerta (3) de las mordazas. 3.-

Confirme que la presión sea la requerida para aplicar el torque necesario a la tubería en cuestión

4.-

Una vez realizado lo anterior, ponga la llave en la sarta de tubería. Es importante que conserve la nivelación de la llave durante las operaciones,

para evitar daños en la tubería y en la llave misma.

Llave Hidráulica TW 60

Llave Roladora SSW 40 y/o 30

ESPECIFICACIONES Rango

3 ½” – 9 ½”

Torsión

1100 lbs/pies

RPM

120

Peso

386 kg

Suministro

65

Hidráulico

Llave para conectar y desconectar Tuberías de Revestimiento

4.2.- Tipos y manejos de las cuñas manuales y automáticas. Cuñas para tuberías

66

La función principal de las cuñas para tuberías es sostener la sarta de perforación a nivel del piso rotaria Existen cuñas para: a).- Tuberías de producción b).- Tuberías de perforación c).- Tuberías de revestimiento d).- Lastrabarrenas. Cuñas para tuberías de Producción. Las siguientes figuras ilustran los dos tipos de cuñas para tuberías de producción. Las cuñas de acción mecánica pueden ser operadas con cargas hasta de 40 tons.

Cuñas tubería de producción

Las cuñas de acción automática soportan cargas hasta de 40 tons. Estos

dos

tipos

de

cuñas

manejan tuberías de producción de: 2 67

3

/8, 2 7/8 y 3 ½ pulgadas, para el cambio

de diámetro se colocan únicamente dados

del

tamaño

de

la

tubería,

considerando el diámetro exterior del tubo.

Cuñas para tuberías de Producción

Instalación: Las cuñas para tubería de producción se instalan arriba de una pieza metálica, como se ilustra en la figura inferior.

Orificio

Espesor

Abertura

Diámetro

Pieza metálica Para las cuñas

Esta pieza se ubica sobre la rotaria, tomando en cuenta el tamaño de ésta y tiene como función estabilizar la base de la caja o araña de las cuñas.

Recomendación:

68

Cuando introduzca en el interior de la caja o araña los gajos que componen el cuerpo completo de cuñas, procure que queden al mismo nivel, para que el acuñamiento sea uniforme. Cuando se inicia o termina un trabajo de reparación de un pozo, estas cuñas se pueden situar sobre la brida del cabezal de la tubería de producción para llevar a cabo las conexiones que se requieran. El uso de las cuñas para tubería de producción es versátil debido a que su peso es ligero y pueden ser manejadas por una sola persona; además el daño ocasionado por los dados al cuerpo del tubo es mínimo, por lo que se consideran eficientes en el manejo de tuberías. Precauciones: Cuando se usen cuñas de cualquier tipo u otra herramienta, invariablemente se deberá colocar el hule limpiador de tubería en el espacio libre que existe entre la campana de circulación y la parte inferior del bushing de la rotaria. Este hule previene que objetos como: dados de llaves, cuñas, herramientas manuales, etc., caigan en el orificio de la rotaria y se depositen dentro del pozo, ocasionando el atrapamiento de las herramientas que se sacan, además elimina el fluido de control del exterior de la tubería dejándola limpia. Importante: El hule limpiador sirve para proteger la caída de cualquier objeto dentro del pozo.

Cuñas para tubería de perforación 69

Las cuñas de dados extra largos se encuentran diseñadas para cargas y profundidades de 7000 metros (pozos nacionales), las cuñas no deben ser impulsadas con los pies, tampoco se deben de colocar con la tubería en movimiento, se deben colocar cuando la tubería esté frenada. Cuña para tubería de perforación

Las cuñas de rotaria para tuberías de perforación antes mencionadas, también pueden ser usadas en tuberías lavadoras, lo único que varía es el rango de agarre de los dados, ya que el diámetro de estas tuberías es mayor.

Cuñas automáticas para tubería de perforación

ESPECIFICACIONES T.P. 27 ½” Y 37 ½” a 49 ½”

CUÑA PS 15

70

Cuñas para tuberías de Revestimiento Las cuñas para tuberías de revestimiento que se utilizan actualmente son del tipo araña. Este tipo de cuñas requieren de una guía de media luna instalada en la mesa rotaria, tomando en cuenta el tamaño de esta, tiene como función estabilizar la base de la caja o araña de las cuñas. Cuñas para tubería de revestimiento

Cuñas para lastrabarrenas Las cuñas para lastrabarrenas que se emplean en los trabajos de Perforación y Mantenimiento de pozos son las que se muestran en la siguiente figura: Para el uso de diferentes diámetros de los lastrabarrenas se reduce o se amplia el diámetro de las cuñas variando la cantidad de elementos del cuerpo de la cuña. En el uso de las cuñas para lastrabarrenas y tubería lavadoras, es imprescindible utilizar collarines Cuñas para lastrabarrenas

de seguridad.

Debido a que los lastrabarrenas y las tuberías lavadoras tienen toda su parte exterior lisa, así, en el supuesto caso que fallara el sostén que ejercen las cuñas que efectúan el apoyo en el bushing de la rotaria, el collarín colocado en la lastrabarrenas 10 cm. arriba de las cuñas, impedirá que la sarta se caiga al interior del pozo ocasionando un “pez”. 71

Asegure que el perno rebobinable esté sujeto a una cadena que se encuentre nivelado en forma regular y para asegurar que él amarramiento de cuñas al D. C. ó tubería lavadora, se recomiendan golpes leves en toda el área circular de la herramienta para asegurar el acomodo de los dados.

Collarín para lastrabarrenas

Recomendaciones para el uso correcto de cuñas para rotaria: •

Mantenga los bushings de la rotaria y las cuñas en buenas condiciones.

•

Realice periódicamente una inspección a los bushings, para que sus dimensiones estén conforme al A.P.I.

•

Para cargas arriba de 250,000 lb use cuñas extras largas, vigilando que los bushings de rotaria tengan la suficiente longitud, con el propósito de que las cuñas trabajen en toda su extensión.

72

Para saber si están actuando en su agarre correcto: 1.-

Levante la flecha con toda la sarta hasta tener el cuerpo del tubo en posición cubra el tubo envuélvalo con dos hojas de papel de estraza coloque las cuñas en el bushing de la rotaria, aplique gradualmente todo el peso de la tubería.

2.-

Eleve la tubería y saque las cuñas evitando no desgarrar el papel examine la longitud donde accionaron y determine toda el área de agarre; si el bushing y las cuñas no están bien, notará unas marcas de agarre parciales, por lo que debe repetir la prueba con una cuñas nuevas, si aun así las marcas no son uniformes, los bushings de la rotaria están mal y deben ser reparados o cambiados.

13¾”

12,¾”

Cuñas para tubería de perforación y bushing

Precauciones •

Las cuñas con menor diámetro que el de la tubería, deforman las propias cuñas y dañan la tubería.

73

•

Al sacar tubería nunca deje las cuñas dentro del bushing, ya que se dañan las juntas de la tubería rápidamente y se desgastan los dados.

•

Al meter tubería no detenga el peso de la sarta bruscamente con las cuñas, ya que se recalca la tubería, se dañan las cuñas y los bushing.

4.3.- Uso y manejo de las válvulas de seguridad.

Tipos de válvulas de compuerta y seguridad Las válvulas de compuerta son parte principal del equipo de control superficial y se localizan en el ensamble 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 y las etapas del mismo. 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 RP-53.

Válvulas de compuerta tipo FLS Y FLS-R para 5,000, 10,000 y 15,000 lb/ pg de 1 13/16, 2 1/16, 3 1/16 pg.

74

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. La principal válvula de compuerta es la del tipo de equilibrio de presiones. Recomendaciones: •

Lubricar esporádicamente el sistema de cierre de la válvula.

•

Se recomienda que el cierre de la válvula la realice una sola persona para evitar dañar el hule de retención de presión por exceso de apriete.

Válvulas de seguridad y Preventor interior Las recomendaciones de las prácticas recomendadas API y reglamentos internacionales, establecen que los equipos de perforación deben estar dotados de las válvulas siguientes: Válvulas de la flecha

Válvula macho superior de la flecha Se instalará entre el extremo superior de ésta y la unión giratoria, debe ser de una presión de trabajo igual a la del conjunto de preventores.

Válvula de la flecha

75

Válvula inferior de la flecha Se instalará 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. Las llaves que operan las válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y accesible para la cuadrilla en el piso de perforación. Válvulas en el piso de perforación Se debe disponer de una válvula de seguridad en posición abierta en cada tipo de 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 las 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 la 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 de haber una válvula disponible con la conexión o conexiones apropiadas de la rosca que tenga tuberías. 76

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”) 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 ó preventor interior. A continuación se enuncia la ventaja más sobresaliente 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.

77

Preventor interior

4.4.- Cuñas, llaves y elevadores para las tuberías de revestimiento. En la introducción de las tuberías de revestimiento, es importante que el equipo de correr T.R. se encuentre en condiciones. Para las tuberías superficiales, las chaquetas tipo araña (casing spider) con su juego de cuñas es el mas practico y adecuado estas cuñas se deben de adaptar al diámetro de la T.R.

Chaquetas tipo araña y cuñas para T.R.

Es importante que se cuente con un juego de llaves de fuerza que sean del tipo súper B, éstas llaves pueden adecuarse hasta para tuberías de 13 3/8” A 30½”, ver

tabla

especificaciones.

de

SÚPER B Llaves Manuales para Tuberías de Perforación

y

Tubería

Rango 133/8” - 301/2”

de Intercambiable: BJ’ B’ Extendido BV-55-C

Revestimiento. Rango del Torque: 25,000 Ft. Lbs.

P/N

DESCRIPCIÓN

616-101-1500

Llave de Fuerza C/W

133/8” - 141/2”

619-101-2500

Llave de Fuerza C/W

133/8” – 16”

619-101-3500

Llave de Fuerza C/W

133/8” – 19”

619-101-4500

Llave de Fuerza C/W

133/8” – 211/2”

619-101-5500

Llave de Fuerza C/W

133/8” – 251/2”

619-101-6500

Llave de Fuerza C/W

301/2”

618-101-1500

Cabezal de tubería de revestimiento

13 /8” - 141/2”

618-101-2500

Cabezal de tubería de revestimiento

133/8” – 16”

618-101-3500

Cabezal de tubería de revestimiento

133/8” – 19”

618-101-4500

Cabezal de tubería de revestimiento

133/8” – 211/2”

618-101-5500

Cabezal de tubería de revestimiento

133/8” – 251/2”

618-101-6500

Cabezal de tubería de revestimiento

78

3

301/2”

El elevador para T.R. de 90° y el collarín de arrastre es otro de los accesorios principales para la introducción de las tuberías de revestimiento.

Elevadores para Tubería de revestimiento de cople recto

4.5.- Medidas de seguridad en el piso de trabajo. 1.-

El perforador debe verificar que cada miembro de la cuadrilla cuente con el equipo necesario para realizar el trabajo en forma segura y eficiente.

2.-

El perforador debe efectuar una rápida evaluación del área de trabajo, equipo y herramientas a emplear auxiliándose con su personal.

3.-

El perforador debe acordar con su personal las tareas y condiciones especificas para ejecutarlas. 79

4.-

El perforador debe comprobar el llenado del pozo.

5.-

El perforador debe estar seguro del funcionamiento correcto de las diferentes alarmas.

6.-

El perforador con apoyo de los ayudantes de piso deben procurar la limpieza y orden en el área de trabajo.

7.-

Por ningún motivo cualquier persona de la cuadrilla debe intentar levantar objetos más allá de su capacidad de levante. Si el objeto es pesado solicite apoyo de sus compañeros. Aplique el método recomendado para proteger su cuerpo al levantar cargas.

8.-

9.-

Utilizar tapetes antiderrapantes en el área de la tubería.

Los cables utilizados para jalar o afianzar las llaves de fuerza deben inspeccionarse con la mayor frecuencia. A la mínima advertencia de falla, cámbielos. Proteja las zonas de mayor fatiga de los cables. Recuerde usar un factor mínimo de seguridad de 4 como margen adicional.

10.- Si va a generar severos torques, primero afiance las llaves de fuerza, retire a los ayudantes de piso y aplique el torque requerido. 11.- Evite quebrar las juntas de tubería con la rotaria por que pueden originar un accidente al personal o la tubería. 12.- Instale secuencialmente las llaves, no simultáneamente por que es causa de accidentes de manos. 13.- Adopte el mejor acomodo de las llaves de fuerza, ya sea el caso l ó ll para protección del personal y de la tubería. 14.- Las llaves de fuerza y roladoras si no se usan deben quedar sujetas fuera del área de actividad de la rotaria. 15.- Concéntrese en el trabajo que está realizando. 16.- Evite dar la espalda a las lingadas o tramos en movimiento porque pueden lastimarlo. 17.- Para operaciones nocturnas una mínima iluminación en el piso de trabajo es de 270 – 486 luxes es el recomendado. 80

18.- Instale la válvula de seguridad de la tubería si por algún motivo se suspende la operación de meter o sacar la sarta. 19.- Solo personal entrenado debe operar las llaves hidráulicas. 20.- El efectuar el quiebre de las juntas de la tubería, la mesa rotaria debe estar libre y su perilla de control debe estar asegurada. 21.- El piso de la mesa rotaria debe estar al mismo nivel que el piso del equipo. 22.- Lubrique las partes recomendadas del elevador antes de ponerlo a funcionar. 23.- El bajado y el subido del ayudante chango al mástil debe realizarlo bajo la seguridad por la línea retráctil. 24.- Al utilizar las llaves hidráulicas se deben aplicar los procedimientos de inspección, operación y mantenimiento correspondientes, recomendados por el fabricante. 25.- Antes de iniciar la jornada de sacar o meter la tubería limpie los insertos de las llaves de fuerza y de las cuñas. 26.- Se recomienda poner atención a las pláticas de seguridad que se imparten en el equipo. 27.- El ayudante del perforador debe verificar el correcto funcionamiento de la campana recolectadora de fluidos. 28.- El ayudante del perforador debe auxiliar al perforador analizando y previniendo los trabajos potencialmente peligrosos. 29.- El ayudante del perforador debe orientar y dirigir al personal de piso con medidas proactivas de seguridad en lo referente al uso y cuidado de las herramientas y equipos que ellos manejan. 4.6.- Clasificación de las grasas para tuberías. Uno de los requisitos necesarios par un buen rendimiento de las conexiones, es la debida lubricación de las roscas con un compuesto lubricante (grasa). Para una efectiva aplicación de la grasa a las conexiones, antes se debe limpiar bien con un disolvente y seguidamente secarse con un trapo limpio. 81

Posteriormente se aplica a los rebordes y a las roscas de la caja y del piñón el lubricante: para las lastrabarrenas este compuesto debe de contener zinc pulverizado a razón de 40 a 60% por peso.

as conexiones nuevas se deben lubricar

cuidadosamente, ya que el contacto con el metal, puede causar desgaste.

El Instituto Nacional de Grasas y Lubricantes (N.L.G.I), ha desarrollado un sistema de clasificación para las grasas, que son aceptadas por fabricantes y consumidores en la actualidad, este sistema se basa en la penetración lograda por un conducto de la Sociedad Americana de Pruebas de Materiales (A.S.T.M.) trabajando a 25°C Instituto Nacional de Grasas y Lubricantes (N.L.G.I.)

Sociedad Americana de Prueba de Materiales (A.S.T.M.)

Grados N.L.G.I.

Penetración A.S.T.M.

No

000

445 – 475

No

00

400 – 430

No

0

355 – 385

No

1

310 – 340

No

2

265 – 295

No

3

220 – 250

No

4

175 – 205

No

5

130 – 160

No

6

85 – 115

Las Grasas que se usan para las tuberías de perforación se denomina “Protectora Juntas” producto industrial basándose en jabón de calcio y aceite negro, con un alto contenido de óxidos no abrasivos, 50% de zinc, elaborado en 82

polvo el cual corresponde al grado Número 1 de acuerdo a la clasificación del Instituto Nacional de Grasas y Lubricantes (N.L.G.I.) y una penetración 311, de acuerdo a la Sociedad Americana de Pruebas de Materiales (A.S.T.M.) Las grasas para perforación y producción tanto estándares (con metales) como ecológica (sin metales) se elaboran en forma conjuntas, estas son las más empleadas por PEMEX desde 1991. A continuación presentamos los modelos más requeridos en las áreas de perforación mexicanas.

SERVICIO

GRASA ESTÁNDAR

GRASA ECOLÓGICA

ZN—50

236

226

236

115

318

300

318

776

780

772

782

PERFORACIÓN Juntas Collares. PRODUCCIÓN Cuerdas Roscas. CABLES DE REGISTRO GEOFÍSICO Grasas para introducir el cable. Aceite para mantenimiento del cable.

CAPITULO 5

5.- SISTEMA DE LEVANTE DE CARGAS 5.1.- Características, manejo y cuidado del cable de perforación.

83

Descripción: El cable de acero es un producto fabricado con alambres de acero que se colocan ordenadamente para desarrollar un trabajo específico. La construcción del cable de acero se debe a un diseño de las partes que lo componen: ALAMBRONES, TORONES Y ALMA.

Debido a que los cables son sometidos a diferentes trabajos que generan condiciones severas de operación se fabrican de diferentes características y especificaciones, de tal manera que cada tipo de construcción cumpla con los requerimientos del trabajo que desarrollará en particular. Las principales construcciones se clasifican en tres grupos que son:

6x7

6 x 19 También se incluyen 5 x 19 espaciador 6 x 19 construcción

6 x 37 Se incluyen 6 x 31, 6 x 36, 6 x 43

GRUPO 6 X 7.- En este grupo el cable se construye con seis torones que a su vez están formados cada uno con seis alambres de diámetro de grueso; los torones se envuelven en forma de espiral en el núcleo central de acero (alma). Debido a su 84

construcción estos cables son poco flexibles, por lo tanto no se recomienda usarlos en accesorios donde se requiera flexibilidad. Es muy resistente a la abrasión y puede ser instalado en poleas o tambores de malacate que tenga 40 veces su diámetro. GRUPO 6 X 19.- Este cable se construye con seis torones enlazados en forma de espiral alrededor de un alma de acero. Cada toron puede ser construido con una cantidad variable de alambres (de 16 a 26) de diámetro diferente. Esta distribución de los alambres y torones da como resultado más flexibilidad y resistencia a la abrasión. GRUPO 6 X 37.- En este grupo se encuentran los cables más flexibles debido a que tienen un número mayor de alambres por toron. Es recomendable en trabajos donde se requiera flexibilidad. Dado que el diámetro de los alambres que forma cada toron es muy pequeño, no se recomienda para ser utilizado en trabajos que manejen una abrasión excesiva. Existe variedad de equipos en capacidad, altura, número de líneas, etc. El departamento de perforación y mantenimiento a pozos utiliza los siguientes tipos de cable de acero: 1”, 11/8”, 1¼”, 13/8”, 1½" de diámetro tipo BOA Para el tambor principal

6 x 19 construido con alma de acero, arado mejorado, torcido regular derecho, preformado y en carretes con longitud desde 1,500 a 5,000 m.

Para el carrete de Sondeo

Generalmente se utiliza cable de acero 9/16” de diámetro tipo JIRAFA 6 x 7 almas de fibra, Acero de arado mejorado, torcido regular derecho, preformado y en carretes con longitud de 3,300 m. Utiliza cable de acero flexible, 5/8” de

Para el malacate de maniobras

diámetro, tipo JIRAFA 6 x 7 alma de fibra o de acero. Acero de arado mejorado, torcido

85

regular derecho, preformado en carretes con longitud de 1,500 a 2,000 m. Alma del cable: Sirve como soporte a los torones enrollados a su alrededor. De acuerdo el trabajo a que se someterá el cable, será el tipo de material de fabricación del alma; las utilizadas son: Almas de toron formadas por un toron igual a los demás que componen el cable 7 x 7 y almas de fibra que pueden ser vegetales o sintéticas.

Alambre Alma o núcleo Centro

Toron

Cable de acero

Preformado del cable: El preformado del cable es la forma que tendrán los torones y alambres según el cable. De ésta manera al cortarlo los alambres permanecen en su lugar y proporcionan al mismo mayor estabilidad al no producir esfuerzos internos.

86

Calidad del acero La calidad o grado del acero que se utiliza en la fabricación de cables de acero para malacate, es generalmente acero de arado mejorado; para cuales más resistentes y acero de arado súper mejorado. Los fabricantes de cables usan distintas iniciales para determinar el grado de acero de cables.

Especificaciones de Diámetro Se consideran dos factores que son: •

Diámetro El cable debe tener el diámetro apropiado para el trabajo que se requiera de

acuerdo con la fuerza necesaria y el tamaño de las ranuras de las poleas en el equipo. •

Longitud El cable debe tener la longitud

necesaria para efectuar el guarnido y una cantidad suficiente en el tambor de reserva

para los deslizamientos y

cortes del cable. La medición del Correcto

diámetro del cable de acero se efectúa con el empleo de un calibrador lineal con incrementos hasta de

1

/16 de

pulgada. 87

Incorrecto

El calibrador se coloca de manera que se mida el máximo espesor del cable es decir la distancia desde el punto más saliente de un toron hasta el punto más saliente del toron opuesto. La medición correcta del cable permite que éste se aloje perfectamente en la ranura de la polea el cable queda ajustado en la polea, la ranura apretará excesivamente la parte exterior del cable y dañará el alma. Si el cable queda flojo, éste se aplastará y desgastará las superficies de rodamiento de la ranura.

Ambas situaciones ocasionan que se reduzca la vida útil del cable. Las ranuras de las poleas no deben ser ni demasiado pequeñas, ni muy grandes o se lastimará la línea. Las ranuras chicas causan presión, sobre calentamiento y las ranuras grandes dejan que la línea se aplane. Muy Apretado

Muy Flojo

Cable deslizándose sobre la polea

Manejo del cable de acero en carrete auxiliar y seguridad durante las maniobras. Es muy importante manejar correctamente el cable de acero para evitarle daños antes de ser empleado. Cuando se va extraer cable nuevo de un carrete, es necesario colocar éste en una barra sólida apoyada sobre dos cargadores que suspendan el peso total del carrete y a una altura aproximada de 50cm sobre el suelo. Posteriormente se cambia el carrete auxiliar, fabricado de 6 5/8 pg, ya que es más resistente y facilita el movimiento del cable. Al estar colocado el cable de acero 88

en el carrete auxiliar evita el riesgo de que éste se mueva y pueda provocar un accidente al personal al estar maniobrando. El cable que está dentro del carrete debe quedar sujetado de tal forma que no se afloje, evitando que se salga el cable por un lado del carrete y provoque “COCAS” que dañen el cable que habrá de cortarse. En parte esto se puede evitar controlando la velocidad de extracción del cable, colocando un tablón de madera con suficiente punto de apoyo que actúe como freno según se requiera.

Forma correcta Al pasar de un carrete a otro se sacará por la parte de arriba del carrete lleno a la parte de arriba del vacío o invirtiendo ambas posiciones.

Forma incorrecta Si es cable se saca por la parte de arriba del carrete lleno a la parte de abajo, o por la parte de abajo hacia la parte de arriba del carrete vacío.

Las “COCAS” en un cable de acero se deben a un manejo deficiente. Se originan cuando al cable se le forman un o más vueltas de espiral y al someterse a 89

tensión se produce el doblez en los alambres del cable en la zona de la coca. Este daño se repara aparentemente enderezando el cable pero su rendimiento ha sufrido una disminución. Guarnido del cable de acero. Se denomina así, al trabajo que se desarrolla al pasar cables de acero entre las poleas de la corona y la polea viajera quedando ambos extremos fijos uno en el ancla de la línea muerta y el otro en el tambor del malacate. El guarnido más frecuente en los equipos comienza de la izquierda del mástil que es el lugar en donde se coloca el ancla de la línea muerta; aunque existen equipos con la línea muerta en posición opuesta. Guarnido con cable guía. Esta forma de pasar el cable se realiza frecuentemente con cable de menor diámetro que él que se guarnirá (generalmente es con el cable del tambor de sondeo). Se realiza con éste cable por ser el de menor peso y el más fácil de maniobrar en las poleas de la corona y del block. Normalmente se realizan los siguientes pasos con el mástil en posición horizontal. •

Pase el extremo del cable de sondeo por la primera polea del conjunto viajero (block).

•

Continúa auxiliándose con el cable de sondeo de 9/16” hasta lograr guarnir.

•

La última vuelta se pasa muy próxima al ancla de la línea muerta, pasando el extremo del cable de sondeo por una polea auxiliar que se debe fijar. Para evitar dañar el cable por rozamiento (fricción). 90

•

Efectúe la unión entre el cable de sondeo y el cable del carrete principal utilizando un ajuste de diámetro variable (culebra).

•

Embrague el tambor de sondeo introduciendo el cable de 9/16” a una velocidad baja. Observe el movimiento del cable; no deberá tensionar en exceso.

•

Coloque un tablón con un punto de apoyo, un extremo quedará en el enrollado del cable que se encuentra en el carrete de madera. Presione el extremo opuesto del tablón par utilizarlo como freno así proporcionará sólo cable requerido que se va guarniendo.

•

Cuando el ajuste de diámetro variable (culebra) llegue al tambor de sondeo, enrede tres vueltas del cable guarnido en el tambor del cable de sondeo.

•

Asegure el cable de operación jale hasta que la unión de cables esté en el piso rotaria.

•

Elimine la unión del cable.

•

Limpie el extremo del cable de operación; utilice cepillo de alambre.

•

Coloque la grapa del cable en el tambor principal y girándolo ponga seis vueltas en el tambor.

91

•

Elimine los amarres a la polea viajera y tencione. Las líneas guarnidas y el block deben quedar de 18 a 20 vueltas en el tambor del malacate, quedando el elevador a ras de la mesa rotaria.

•

Asegure el cable en el ancla de la línea muerta. Guarnido de cable usado por cable nuevo. Este procedimiento se efectúa con mayor facilidad y se realiza con el mástil en

posición vertical. Lleve a cabo los siguientes pasos: •

Ancle la polea viajera sobre los cartabones de la rotaria orientando sus poleas en dirección a las de la corona.

•

Saque el cable del ancla de la línea muerta y páselo por una polea auxiliar fija en la subestructura.

•

Una los extremos del cable nuevo y del usado utilizando un ajuste de diámetro variable (culebra).

•

Embrague el tambor principal y gire a una velocidad baja verificando la tensión del cable.

•

Coloque un tablón en un punto de apoyo de manera que un extremo quede en el enrolado del cable que se encuentra en el carrete de madera. Presione el extremo opuesto del tablón para utilizarlo como freno y así proporcionar únicamente el cable requerido que se va guarniendo.

•

Continúe almacenando cable en el tambor principal, tres vueltas después de la unión de cables.

•

Suspenda el giro del tambor principal; regrese cable hasta la unión. 92

Elimine el ajuste de unión de los cables. •

Coloque todo el cable usado del tambor principal en un carrete de madera o en un carrete extra.

•

Con un cepillo de alambre, limpie el extremo del cable nuevo.

•

Coloque la grapa del cable en el tambor principal del malacate y apriétela.

•

Deslice cable suficiente y asegúrelo en el ancla de la línea muerta.

•

Elimine los amarres de la polea viajera. Al pensionar las líneas guarnidas en el block y corona, deben quedar de 18 a 20 vueltas enredadas en el tambor del malacate, para que al levantar el peso de la sarta, el punto de tensión se ubique en el centro del pozo.

Cuidados y recomendaciones prácticas para evitar deterioro. •

El cable debe mantenerse bajo techo y evitar al máximo que esté en contacto con humedad, gases, ácidos, etc.

•

Al colocar un cable nuevo en el aparejo de levante del equipo se deberá trabajar varias veces con la carga mínima del polipasto, para que se acomode en el carrete del tambor principal. También se deberá evitar cargas repentinas al inicio del trabajo y frenadas bruscas.

•

El cable de acero está construido de muchas partes entre sí. Debido al uso se va eliminando la lubricación de fábrica, por esto será necesaria la lubricación en el campo, como se ilustra a continuación.

93

•

Otro factor que influye en el desgaste prematuro de los cables de acero, es el mal estado de las poleas al presentar ranuras inadecuadas, baleros con exceso de fricción y escorias.

•

Al manejar un carrete de cable con estrobos o cadenas se utilizará un tramo corto de ROL de T. P. de 5” 0 4 ½ en el concéntrico del carrete y las cadenas o estrobos, para evitar daños a los alambres de cada toron y distorsionar los mismos.

5.2.- Características y mantenimiento de la corona y polea viajera. Descripción de corona

94

El bloque de la corona esta formado por 4 o 6 poleas que están montadas en línea sobre una estructura de acero, sujetadas por un perno central común, este conjunto se instala en la parte superior del mástil. En algunos equipos el conjunto de poleas es instalado como se muestra en la figura. Este tipo de distribución permite que la línea rápida y la muerta bajen por detrás del mástil, asimismo en el bloque de la corona se instalan poleas auxiliares para operar el cable de sondeo y del cabestrante.

Conjunto de poleas de la corona

Función: 95

Las coronas tienen como función proporcionar un medio para el guarnido del cable de operación con las poleas del conjunto viajero, con el ancla de la línea muerta y con el tambor del malacate. Características: Las dimensiones de las ranuras de las poleas están dadas en relación con el diámetro del cable a utilizar y se rigen por las recomendaciones 8 A del Instituto Americano del Petróleo (A.P.I.) Si las ranuras son muy estrechas para el cable se producirá abrasión en ambas partes, si la ranura está muy abierta le faltará soporte en los lados al cable y tenderá a salirse de la ranura al pasar por ella. Para que esto no suceda se debe revisar después de cada intervención la ranura de cada polea para verificar que sus dimensiones estén dentro de las tolerancias permisibles.

Mantenimiento •

En cada turno lubrique los cojinetes de cada una de las poleas que forman el bloque de la corona, colocando la boquilla del engrasador en cada una de las graseras que se localizan en la parte frontal del perno principal.

•

Quite todo tipo de impurezas que se depositan en el conjunto de poleas y protéjalos de la intemperie según sea necesario.

Guarnido

•

Conjunto de poleas

Revise los pasadores que sirven de protección para que el cable no se brinque. Balero de carga

Graseras Descripción de polea viajera y gancho.

Perno de Decarga la

polea viajera convencional se puede decir que comúnmente su

construcción es similar para todas las marcas, diferenciándose únicamente en Resorte (muñeco)

detalles mínimos de diseño. En el siguiente se observa una polea viajera y gancho. Soporte de carga de las gafas

96 Gancho (cayuco) Seguro (lengua)

5.3.- Características del malacate neumático (ronco), principal y de sondeo. Malacate principal Función: El malacate es un componente mecánico del sistema de elevación el cual tiene como funciones principales: •

Proporcionar fuerza de transmisión de características apropiadas que permiten levantar cargas de tubería de trabajo, revestimiento y producción con los motores del equipo; así como levantar y abatir mástiles con un sistema mecánico.

•

Transmite fuerza a la Catarina ó rueda dentada que mueve a la mesa rotaria en la mayoría de los equipos.

97

•

Transmite fuerza a los cabrestantes (retornos) cuando se arma y desarma tubería u otros accesorios, así como para ejecutar diversos trabajos con el cable de maniobras.

Malacate Principal

Malacate de sondeo. El malacate de sondeo es un componente mas que va situado en el malacate principal, en la actualidad se utiliza para efectuar maniobras de toda índole en el piso de perforación, sin olvidar que su labor principal es la de correr cualquier sonda pozo abajo. •

Antes de izar el mástil el guarnido del cable se efectúa a través del malacate de sondeo.

•

Con el Equipo en operación se puede cambiar la polea viajera utilizando el malacate de sondeo.

•

Se toman desviaciones.

•

En pozos depresionados y con aceite pesado (viscoso) se utiliza para sondear los mismos achicando el pozo y provocando el brote para hacer fluir el pozo. 98

Comúnmente a estos malacates se les enreda cable de acero de 9/16” tipo jirafa flexible.

Malacate de Sondeo

Malacate Principal y Malacate de Sondeo

Malacate de maniobras (Ronco) Este malacate es de mucha utilidad en las maniobras en el piso de perforación cundo el equipo esta en operación. Con este malacate se izan las lastrabarrenas y tuberías que se introducen al pozo, este malacate es neumático y opera con 120 lbs de aire. Los hay para 5 tons y traen cable de acero flexible de 5/8” tipo jirafa.

Malacate de maniobras (Ronco)

5.4.- Anclas e indicadores de peso. Ancla de línea muerta.

99

Este accesorio consiste en un tambor de giro libre con brazo de palanca, en el tambor se enrolla en cable de operación dando de dos a cuatro vueltas, el extremo libre que viene del carrete de reserva, se fija al ancla mediante una grapa con estrías de fricción sujeta con seis tronillos al brazo de palanca. Todo este conjunto se acopla a su base respectiva con un perno de alta resistencia; existen varia marcas y el tipo de cada una de ellas se combinara con el indicador de peso y diámetro de cable que este utilizando el equipo.

Anclas de línea muerta

Mantenimiento •

Mantenga limpia el ancla.

•

Aplique una capa de grasa en la superficie del cable enrollado en el carrete.

•

Lubrique los pasadores (pernos) del diafragma.

•

Engrase el perno principal del tambor móvil.

Aguja indicadora de peso de la sarta

8 Líneas

•

Verifique el desgaste de la ranura de la grapa que asegura el cable.

•

Aguja indicadora Inspeccione en cada turno los puntos que se indican en la siguiente figura. de peso para

10 Líneas

perforar

Indicadores de peso.

100

Indicador de peso

Son

instrumentos

básicos y de gran importancia en la industria petrolera en la rama

de

mantenimiento

perforación

y

a pozos. La

calibración y precisión de las partes sensitivas que forman estos instrumentos, dependen del éxito de las operaciones que se desarrollan en un pozo

Al momento de su intervención, sin dejar a un lado la experiencia del perforador y encargado de operación de equipo. Los indicadores de peso tienen como función, marcar el peso de la sarta de tubería y accesorios que se introducen en un pozo durante su intervención, por medio de agujas indicadoras y carátulas graduadas en miles de kilogramos o libras, además detectan y manifiestan mediante la diferencia de peso el comportamiento de la barrena, sarta de tubería o molinos durante la operaciones, anclajes de empacadores, pescas así como un indicador de brotes. 5.5.- Tipos de elevadores. Elevador de trabajo para tubería de perforación 18° Este elevador se utiliza para meter y sacar herramientas tubulares dentro del pozo. Elevador de 18°

101

Elevador de cuñas El elevador de cuñas es el más empleado en la rama de Mantenimiento de pozos y Perforación se usa en tuberías de producción, con juntas integradas, siendo las más usuales las siguientes: (ejemplo HYDRL HD 533, VAM)

Elevador de cuñas

Elevador para introducir Tuberías de Revestimiento con coples Estos

elevadores

se

utilizan

para

introducir tuberías de revestimiento con coples.

Elevador para Tubería de Revestimiento

Elevadores tipo (Araña) Los elevadores tipo araña comúnmente se usan para introducir o recuperar tuberías de revestimiento,

con

coples

rectos

o

juntas

integrales. Están diseñados para manejar cargas pesadas protegiendo las cuerdas de los coples, ya que nos permiten accionar el mecanismo de cuñas

que

estos

tienen

en

su

interior. 102

Elevadores arañas para tubing Lees y TR.

Dependiendo del peso de la T.R, el Inspector Técnico de Perforación puede seleccionar la capacidad del elevador a utilizar.

5.6.- Secuencia de actividades para guarnir, deslizar y cortar cables. Deslizar cable. 1.-

Cálculo de Tons-Km.

2.-

Acuerdan efectuar el deslizamiento del cable.

3.-

Junta de operación y seguridad.

4.-

Colgar la polea viajera.

5.-

Comprobar el colgado de la polea viajera.

6.-

Verificar instalaciones de tornillos topes en el ancla.

7.-

Retirar abrazaderas del ancla.

8.-

Medir la longitud de cable a deslizar

9.-

Verificar la función para deslizar cable por corona y estabilizadores

10.- Deslizar la longitud de cable seleccionado. 11.- Instalación nuevamente de la abrazadera del cable principal en el ancla. Cortar cable 1.-

Acuerdan cortar cable.

2.-

Despejar el piso quitar tolvas y colgar la polea viajera en el piso.

3.-

Extracción del cable del carrete.

4.-

Inspección del cable.

5.-

Desanclaje del cable en el carrete del malacate.

6.-

Calibración del tambor del malacate y cable.

7.-

Preparación para cortar el cable. 103

8.-

Efectuar el corte del cable.

9.-

Anclaje del cable en el tambor del malacate

10.- Enrollado del cable en el malacate. 11.- Instalación de tolvas. 12.- Quitar el cable de la polea. 13.- Proteger el cable principal.

CAPITULO 6 6.- SISTEMA DE CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL 6.1.- Tipos, operaciones y arreglos de preventores. 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 para circular el fluido invasor fuera de el. 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.

Los tipos de preventores más usuales son: 104

•

Preventor sencillo de Arietes ( Ejemplo Camerón Tipo “U”)

•

Preventores Doble de Ariete (Ejemplo Compacto Tipo “UL”)

•

Preventor Anular Esférico (Ejemplo Camerón, Shaffer, Hidryll…etc.)

•

Tipo Submarino La clasificación típica de las recomendaciones del Instituto Americano del

Petróleo (A.P.I.), para conjuntos de preventores se basa en el rango de operación de trabajo de acuerdo a los arreglos de las recomendaciones del API RP 53

Ejemplos: Rango de Presión de Trabajo de Preventores Rango de Presión de

Rango de Presión de

Trabajo

Trabajo

Lbs/ Pg2

Kg/Cm2

2M

2000

141

3M

3000

211

5M

5000

352

10M

10,000

703

15M

15,000

1,055

105

Preventor de arietes “U” sencillo

106

Arreglo de preventores terrestre y marino

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 Ib/pg2.

•

El tipo 6BX el cual es para rangos de 10, 000 y 15, 000 Ib/pg 2 Y hasta 20, 000 Ib/pg2 de presión de trabajo. Este tipo de bridas se incluyen para 5000 Ib/pg 2 cuando se trate de tamaños

de 13 5/8 Y 16 1/2 pg.

De acuerdo a la recomendación API 6A las bridas tipo 68 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.

RANURA

107 “R – OCTAGONAL”

“R – OVALADO”

ANILLOS DE PRESIÓN 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.

ORIFICIO DE PASO DE PRESIÓN

RANURA ANILLO ENERGIZABLE API TIPO RX

La brida tipo 6BX usa únicamente anillo BX. Los anillos BX y RX no son intercambiables, pero ambos proveen un sello de presión energizada. ORIFICIO DE PASO DE PRESIÓN

108 RANURA ANILLO ENERGIZANTE API TIPO BX

La característica principal de los anillos con sellos 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 tomillos del conjunto de preventores, los cuales tendrían que apretarse periódicamente; además no deben instalarse anillos que se hayan usado con anterioridad. No debe usarse caucho, teflón u otro material elástico para recubrir los anillos. La siguiente tabla contiene los tipos de anillos y bridas, usados en los conjuntos de preventores.

BRIDAS Y ANILLOS EN EL CONJUNTO DE PREVENTORES PRESIÓN DE TRABAJO lb/pg2

TAMAÑO NOMINAL

pg

TIPO DE ANILLO RX BX

500 (0.5 M)

29 1/2

95

-

2 000 (2 M)

16 3/4

65

-

21 1/4

73

-

26 3/4

-

167

7 1/6

45

-

9

49

-

11

53

-

13 5/8

57

-

20 3/4

74

-

26 3/4

-

168

3 000 (3 M)

109

5 000 (5 M)

10 000 (10 M)

15 000 (15 M)

20 000 (20 M)

6.2.-

7 1/6

46

-

11

54

-

13 5/8

-

160

16 3/4

-

162*

18 3/4

-

163

21 1/4

-

165

7 1/6

-

156

9

-

157

11

-

158

13 5/8

-

159

16 3/4

-

162

18 3/4

-

164

21 1/4

-

166

7 1/6

-

156

9

-

157

11

-

158

13 5/8

-

159

7 1/6

-

156

PARTES Y OPERACIÓN DE LA UNIDAD ACUMULADORA PARA OPERAR LOS

PREVENTORES

Unidad para operar preventores (Koomey) El sistema de control que acciona el 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: 110

•

Deposito almacenador de fluido

•

Acumuladores

•

Fuente de energía – unidades de cierre

•

Consolas de control remoto

•

Válvula de control para operar los preventores.

Consola de control remoto

111

DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DEL SISTEMA SUPERFICIAL, PROVISTO DEL BANCO DE ENERGÍA ADICIONAL (N 2) PARA ACCIONAR EL CONJUNTO DE PREVENTORES.

112

DESCRIPCIÓN DE LAS PARTES DE LA UNIDAD ACUMULADORA. (KOOMEY)

No

PARTES

No

1.-

Acumuladores.

21.-

2.-

Válvulas aisladoras.

22.-

3.-

Válvula de seguridad del banco de

23.-

acumuladores.

PARTES Manómetro en el sistema acumulador. Filtro para fluido en el sistema acumulador. Válvula reguladora y reductora de presión. Manómetro en el múltiple de distribución

4.-

Filtro en línea suministro de aire.

24.-

5.-

Lubricador de aire.

25.-

6.-

Manómetro en línea de aire.

26.-

7.-

Interruptor de presión hidroneumático

27.-

Manómetro del Preventor anular.

28.-

Válvulas de cuatro vías (Ramloks).

29.-

Válvula de purga. Caja de empalme de aire.

8.9.-

Válvula para aislar el interruptor hidroneumático. Válvula de suministro de aire a bombas hidráulicas.

10.-

Válvulas de cierre en línea de succión.

30.-

11.-

Filtros en línea de succión.

31.-

12.13.14.-

Bombas hidráulicas impulsadas por

32.-

aire. Válvulas de retención (check).

33.-

Motor eléctrico y arrancador de bomba

34.-

triple.

de fluido. Ramlok para aislar la válvula reductora de presión. Válvula reguladora y reductora impulsada por aire.

Transmisor de presión del Preventor anular. Transmisor de presión del múltiple de distribución de fluido. Transmisor de presión del sistema acumulador. Válvula neumática reguladora de presión Preventor anular. Selector regulador de presión del

15.-

Bomba triple hidroeléctrica.

35.-

16.-

Válvula de cierre en línea de succión.

36.-

17.-

Filtro en línea de succión.

37.-

Tapones del tanque de almacenamiento.

18.-

Válvula de retención (check).

38.-

Cilindros con Nitrógeno.

19.20.-

Válvula aisladora de la bomba

39.-

hidroeléctrica. Interruptor de presión hidroeléctrica

40.-

PARTES

Preventor anular. Válvula de seguridad del múltiple de distribución de fluido.

Manómetro del banco de energía adicional. Válvula maestra del banco de energía adicional.

FUNCIÓN

113

Su presión de trabajo es de 3,000 Ib/pg 2 Y la presión de precarga con Nitrógeno de 1,000 a 1,100 Ib/pg 2 Se tiene que verificar la presión de precarga en cada

1.- ACUMULADORES.

botella cada 30 días, las botellas deben contener solamente nitrógeno, ya que el aire y otros gases pueden causar fuego o explosión. Normalmente deben estar abiertas y cerradas cuando desee aplicar una presión

2.- VÁLVULAS AISLADORAS DEL

mayor de 3,000 Ib/pg2 o cuándo realice pruebas de efectividad de tiempo de

BANCO ACUMULADOR.

respuesta del sistema.

3.- VÁLVULA DE SEGURIDAD DEL

Está calibrada para abrir a 3,500 Ib/pg2

BANCO ACUMULADOR. 4.- FILTRO DE LA LÍNEA SUMINISTRO DE AIRE.

Debe limpiarlo cada 30 días Debe usar lubricante SAE -10 o equivalente y ajustarlo para que provea seis

5.- LUBRICADOR DE AIRE.

gotas de aceite por minuto, además de revisarlo Semanalmente.

6.- MANÓMETRO INDICADOR DE LA PRESIÓN

DE

LA

LÍNEA

DE

Rango de presión de O - 300 Ib/pg2

SUMINISTRO DEL AIRE. Normalmente está regulado para cortar a 2,900 Ib/pg2 en unidades que cuentan 7.-

INTERRUPTOR

DE

PRESIÓN

AUTOMÁTICA HIDRONEUMÁTICO.

con bombas de aire y bomba eléctrica. Cuándo la presión en el Sistema desciende a 2,700 Ib/pg2 automáticamente permite que el aire fluya y arranque la bomba. 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

INTERRUPTOR

AISLAR

DE

EL

PRESIÓN

AUTOMÁTICO HIDRONEUMÁTICO.

Normalmente ésta válvula debe encontrarse cerrada. Cuándo se requieran presiones mayores de 3,000 Ib/pg 2, primero cierre la válvula que aísla la bomba eléctrica (19) gire la válvula (25) hacia la derecha (alta presión) y finalmente abra esta válvula, lo que permitirá manejar presiones hasta de 5,500 Ib/pg2.

9.- VÁLVULAS PARA SUMINISTRAR AIRE

A

LAS

BOMBAS

HIDRÁULICAS IMPULSADAS POR

Normalmente deben estar abiertas.

AIRE. 10.-

VÁLVULAS

DE

CIERRE

DE

SUCCIÓN. 11.- FILTROS DE SUCCIÓN.

Siempre permanecerán abiertas

La limpieza se realizará cada 30 días.

12.- BOMBAS HIDRÁULlCAS IMPULSADAS POR AIRE.

Este tipo de bombas operan Con 125 Ib/pg 2 de presión de aire. Cada Ib/pg 2 de presión de aire produce 60 Ib/pg2 de presión hidráulica.

13.- VÁLVULAS DE CONTRAPRESIÓN Su función es permitir reparar o cambiar las bombas hidroneumáticas sin perder presión en el banco acumulador.

(CHECK).

PARTES

FUNCIÓN

114

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 14

MOTOR

ELÉCTRICO

Y

ARRANCADOR.

arrancador acciona y para automáticamente el motor eléctrico que controla la bomba triplex o dúplex; trabaja conjuntamente con el interruptor manual de sobre control para accionar o parar. El interruptor de control debe estar en la posición "auto”. (14)

15.- BOMBA TRIPLEX (O DUPLEX) ACCIONADA

POR

MOTOR

ELÉCTRICO. 16.-

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 ó 40W), el cual debe llegar hasta el tapón de llenado.

VÁLVULA

DE

CIERRE

DE

SUCCIÓN.

Normalmente debe estar abierta

17.- FILTRO DE SUCCIÓN.

Efectúe su limpieza cada 30 días

18.- VÁLVULA DE CONTRAPRESIÓN

Su función es permitir reparar el extremo hidráulico de la bomba sin perder

(CHECK).

presión en el Sistema.

19.- VÁLVULA AISLADORA DE LA

Debe estar abierta normalmente y sólo tiene que cerrarla cuando vaya a generar presiones mayores de 3,000 Ib/pg2 con las bombas hidroneumáticas.

BOMBA HIDROELÉCTRICA

El motor de la bomba hidroeléctrica arranca automáticamente cuando la presión en el banco acumulador desciende a 2700 Ib/pg 2 y para cuando la presión llega 20.-

INTERRUPTOR

DE

PRESIÓN

AUTOMÁTICO

a 3,000 Ib/pg2. Al ajustar la presión de paro del motor eléctrico, quite el protector del tomillo 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

HIDROELÉCTRICO.

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 INDICADOR DE LA PRESIÓN

EN

EL

SISTEMA

ACUMULADOR. 22.- FILTRO PARA FLUIDO EN EL SISTEMA ACUMULADOR. 23.-

VÁLVULA

REGULADORA

Y

REDUCTORA DE PRESIÓN

PRESIÓN EN EL MÚLTIPLE DE DISTRIBUCIÓN DE FLUIDO.

VÁLVULA

REDUCTORA

Revisarlo cada 30 días. Reduce la presión del Sistema a 1,500 Ib/pg 2 para operar los Preventores de arietes y las válvulas con operador hidráulico.

24.- MANÓMETRO INDICADOR DE

25.- VÁLVULA PARA AISLAR

Rango de presión de 0- 6,000 Ib/pg2

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 al fijar la presión en el regulador del múltiple de distribución; finalmente, apriete la tuerca candado de la manija. (24)

LA DE

Rango de presión de O -10,000lb/pg2

PRESIÓN. 26.-

VÁLVULA REDUCTORA

REGULADORA DE

Y

Debe estar en posición abierta, y cuando se necesiten aplicar presiones

PRESIÓN

mayores de 1,500 Ib/pg2 a los preventores de arietes, gírela a la posición de

IMPULSADA POR AIRE.

cerrada, así se aísla la válvula (23).

PARTES

FUNCIÓN

27.- MANÓMETRO INDICADOR DE PRESIÓN DEL PREVENTOR

Rango de presión de O -3,000 Ib/pg2.

ANULAR.

115

28.- VÁLVULAS DE CUATRO VÍAS.

Permiten cerrar o abrir los preventores y las válvulas hidráulicas instaladas. Normalmente debe estar cerrada. Esta válvula debe mantenerse abierta cuando

29.- VÁLVULA DE PURGA.

se precargan las botellas del acumulador. Se usa para conectar las líneas de aire en el Sistema a las líneas de aire que

30.- CAJA DE EMPALME DE AIRE. 31.-

PRESIÓN

Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que la presión del

NEUMÁTICA PARA LA PRESIÓN

manómetro del preventor anular en el tablero remoto sea igual a la del

DEL PREVENTOR ANULAR. 32.- TRANSMISOR DE PRESIÓN

manómetro del Sistema. (27) Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro de los

NEUMÁTICA PARA LA PRESIÓN

preventores de arietes en el tablero remoto registre la misma presión que el

DEL MÚLTIPLE DE FLUIDO. 33.- TRANSMISOR DE PRESIÓN

manómetro del Sistema. (24) Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro que indica

NEUMÁTICA PARA LA PRESIÓN

la presión del acumulador en el tablero remoto registre la misma presión que el

DEL SISTEMA ACUMULADOR. VÁLVULA NEUMÁTICA

manómetro del Sistema. (21) Se utiliza para regular la presión de operación del Preventor anular. El giro a la

REGULADORA DE LA VÁLVULA

izquierda disminuye presión y a la derecha la incrementa. Vigile siempre el

34.-

TRANSMISIÓN

DE

vienen del tablero de control remoto.

(26). 35.- SELECTOR DE REGULADOR DE PRESIÓN

DEL

PREVENTOR

ANULAR. 36.- VÁLVULA DE SEGURIDAD DEL

37.-

manómetro cuando ajuste la presión. (27) Se usa para seleccionar el tablero (unidad o control remoto) desde donde se desea controlar la válvula reguladora (26).

MÚLTIPLE

DISTRIBUIDOR

DE

Está regulada para que abra a 5,500 lb/pg2.

FLUIDO. TAPONES

DEL

DE

Son dos de 4” y se utilizan para cargar y descargar el fluido de operación. Y

TANQUE

ALMACENAMIENTO.

observar fugas en las válvulas de 4 pasos RAM-LOCK Son la fuente de energía independiente que podrá utilizarse como ultimo recurso

38.- CILINDROS CON NITRÓGENO. para cerrar el pozo cuando se presente una emergencia. 39.- MANÓMETRO DEL BANCO DE ENERGÍA ADICIONAL. 40.- VÁLVULA MAESTRA DEL BANCO DE ENERGÍA ADICIONAL

Este manómetro deberá tener como mínimo 80 kg/cm² de N2, Válvula general de N2 que al abrirla acciona el cierre del conjunto de preventores.

6.3.- Medidas de seguridad en la instalación y desmantelamiento de los preventores Es conveniente que usted tenga presente algunas recomendaciones y normas de seguridad que se emplean en el conjunto de preventores de su instalación y su operación, permitiéndole con esto un adecuado manejo de los mismos y un mayor rendimiento en su área de trabajo. 116

Antes de su instalación •

La medida y capacidad del preventor deberá ser igual que la del cabezal donde se va a instalar.

•

Efectúe la revisión del preventor en posición correcta.

•

Abra los bonetes del preventor, revise el empaque y las pistas de sello.

•

Verifique que los empaques frontales y superiores de los arietes (rams) estén en buenas condiciones.

•

Revise la operación de los tornillos candado (yugo), ésta deberá ser fácil y rápida.

•

En conjunto los preventores dobles de 350 kg/cm² (5000lb/pg²). y de 700 kg/cm² (10,000lb/pg²) los arietes (rams) ciegos se colocan en el preventor de en medio y los arietes de tubería en el preventor superior e inferior, siempre y cuando sea del mismo diámetro la tubería.

•

Al cerrar los bonetes, apriete adecuadamente los tornillos en forma de cruz. Pruebe la hermeticidad del cierre.

•

Instale y pruebe las líneas de 1 pg de los preventores.

•

Revise la operación de los arietes (rams) verificando el movimiento de los vástagos contra la presión de operación.

•

Limpie y revise las pistas para los anillos metálicos empacadores en las bridas.

•

El anillo metálico empacador será del rango adecuado para las bridas que se unan y deberá ser invariablemente nuevo.

•

Verifique las medidas y cantidades de birlos y tuercas que se van a usar y repáselos, al colocarse deben quedar repartidos.

•

Revise las pistas de sello de las bridas laterales e instale las válvulas respectivas.

•

Compruebe que la cantidad de birlos y tuercas para las bridas laterales sea adecuada y de la medida correcta.

Mediante su instalación 117

•

Maneje los preventores usando cable de acero de 1pg o mayor diámetro (no los maneje con los cáncamos, éstos se usa solo para cambio de arietes o rams.

•

Inspeccione nuevamente la ranura de sello inferior y la del cabezal de la T.R.

•

Lave y seque las ranuras e instale el anillo metálico empacador correctamente; éste deberá ser nuevo.

•

Proteja la boca del pozo mientras se efectúa la operación de instalación del preventor.

•

Oriente los preventores al sentarlos en el cabezal e introduzca cuatro birlos para utilizarlos como guías. Siéntelos con precaución para no dañar el anillo metálico empacador.

•

Revise que el apriete de los birlos se efectúe en forma de cruz hasta lograr el apriete adecuado (dejándolos repartidos).

•

En caso de instalarse dentro de un contrapozo profundo deberá darse la altura adecuada para lograr la apertura de los bonetes. (use carretes espaciadores).

•

Antes de conectar las mangueras metálicas de 1pg, selecciónelas e instálelas correctamente al preventor.

•

Instale el sistema de operación manual de los preventores.

•

Compruebe la instalación del preventor con respecto al pozo y mesa rotaria.

•

Instale la campana con su línea de flujo (línea de flote).

•

Los cáncamos deberán permanecer conectados en el cuerpo del preventor.

Durante su operación •

Revise que la presión hidráulica de operación del múltiple de los preventores permanezca en 105kg/cm² (1,500lb/pg²).

•

Deberá probarse la efectividad del conjunto de preventores a su capacidad de trabajo con la mayor brevedad posible después de su instalación. 118

•

Siempre deberá estar instalado el sistema de operación manual a los preventores. (Crucetas, extensiones, volantes, seguros y soportes).

•

Los tornillos candado (yugos) deberán permanecer engrasados.

•

En las líneas de operación de los preventores no deberán existir fugas.

•

Revise periódicamente el apriete de la tornillería de los preventores y válvulas laterales.

•

Opere con frecuencia los arietes (rams) para la tubería y los ciegos normales o de corte al terminar de sacar la tubería, compruebe la operación de los vástagos contra la presión de operación (cierre los arietes con un tramo de una lingada, dentro del pozo con excepción del ciego o corte).

•

Inspeccione que las líneas de matar y estrangular estén conectadas a las válvulas laterales del preventor o al carrete de control.

•

Al efectuar un cambio de arietes (rams) al conjunto de preventores, debe ser en el menor tiempo posible.

•

Al cambiar los arietes (rams), revise los sellos de los bonetes y sus pistas. Al cerrarlos apriete correctamente los tornillos.

•

El agujero de paso del conjunto de preventores deberá permanecer centrado respecto a la tubería y a la mesa rotatoria.

•

Durante la operación, si se observa movimiento en el conjunto de preventores, debe sostenerse a la subestructura por medio de tensores.

•

Durante la intervención del pozo se deberán tener arietes (rams) de las medidas de las tuberías que se manejan, así como elementos de sellos de los arietes (rams) y los bonetes.

Descripción del Preventor Anular (Esférico) Se le denomina con este nombre a la unidad que forma parte del conjunto de preventores, y tiene como principal característica, efectuar cierres herméticos a presión sobre cualquier forma o diámetro o herramienta que pueda estar dentro del pozo. 119

Este preventor jamás deberá cerrarse si no hay tubería dentro del pozo. Estos preventores se emplean con el uso de un elemento grueso de hule sintético que se encuentra en el orificio interno del mismo y al operarlo, se deforma concéntricamente hacia el interior del preventor, ocasionando el cierre parcial o total del pozo. El hule estando en posición abierta tiene el mismo diámetro de paso del preventor. Además permite el paso o giro de tuberías aún estando cerrado (esta operación se debe efectuar regulando la presión de trabajo a su mismo valor de sello). Al detectar un brote con tubería dentro del pozo, se cerrará el preventor adecuado (de arietes o anular esférico). El preventor anular esférico deberá ir colocado en la parte superior de los preventores de arietes, debiendo ser de las mismas características. Los más usados son de 21¼, 16¾, 13 5/8, 11 y 71/6”, con presiones de trabajo de 2000 a 10,000lb/pg².

Preventor anular (esférico)

CAPITULO 7 SARTAS DE PERFORACIÓN Y PRODUCCIÓN 7.1.- Características y manejo de la tubería de perforación y producción (grados, roscas, etc.) 120

¿Que es una tubería de perforación? La tubería de perforación es una barra de acero hueca utilizadas para llevar a cabo los trabajos durante la operación de la perforación. Generalmente se le conoce como tubería de trabajo, porque esta expuesta a múltiples esfuerzos durante las operaciones. Descripción de los componentes de la tubería de perforación Tubo de perforación: Es una envolvente cilíndrica que tiene una longitud determinada, con diámetro exterior, diámetro interior, recalcados, conexión caja piñón, diámetro exterior de junta, espesor de pared y marca de identificación.

Tubos de perforación

A continuación describiremos brevemente éstos componentes: Longitud: es la medida que tiene el tubo de la caja al piñón. La tubería de perforación se suministra en el siguiente rango A.P.I. de longitud: 121

•

27 a 30 pies (8.5 a 9.5 metros). Diámetro exterior: Es la medida que tiene un tubo en su parte externa. Diámetro interior: Es la medida interna de un tubo de perforación. Recalcado: la tubería de perforación tiene un área en cada extremo, la cual

tiene aproximadamente 6” de longitud, llamado recalcado: Los recalcados son necesarios en los tubos para los cuales las juntas soldadas son colocadas. El recalcado es la parte más gruesa del tubo y prevé una superficie de contacto satisfactoria para la soldadura de las juntas. Este recalcado permite un factor de seguridad adecuado en el área soldada para proveer resistencia mecánica y otras consideraciones metalúrgicas. La junta es también hecha con un cuello soldado, para asegurar una superficie de contacto considerable durante la soldadura. Conexión caja-piñón: es el punto donde se realiza el enlace de la caja de un tubo con el piñón de otro tubo. Diámetro exterior de la junta: es la medida que resulta de la unión de la caja con el piñón de un tubo de perforación. Espesor de pared: Es el grosor (área transversal) que tiene la pared de un tubo de perforación.

Marca de identificación: la información referente al grado y el peso de la tubería de perforación se graba en una ranura colocada en la base del piñón; excepto en la tubería grado E 75, ya que en ésta la marca de identificación se encuentra en el piñón. 122

Nota: este marcaje se realiza en la compañía donde se fabrica la tubería, y por ningún motivo el personal de perforación podrá alterar o marcar otro tipo de datos en la tubería. CÓDIGO PARA IDENTIFICAR EL PESO Y GRADO DE LA TUBERÍA DE TRABAJO.

Cuando el piñón no tiene ninguna marca, es indicativo de que se trata de una tubería estándar en peso y grado.

Cuando la ranura se localiza en el Centro del piñón, o sea en la sección de la llave, como se aprecia en la figura, la tubería será de grado estándar y alto peso.

Si la ranura se localiza en la base y además tiene una acanaladura en la parte central del piñón, o sea en la parte central donde se sujeta la llave, será una tubería de peso estándar y alta resistencia.

Si el piñón tiene la acanaladura en la base y la ranura en el centro, se tratara de una tubería de alto peso y alta resistencia.

La clasificación que el API en las tuberías de trabajo en función a su desgaste es la siguiente: A.-

Clase nueva: Es la tubería que conserva sus propiedades o que ha sufrido como máximo un desgaste exterior uniforme del 12% en el cuerpo del tubo. 123

B.-

Clase Premium: Las tuberías que se clasifican en esta categoría son aquellas que han sufrido como máximo un desgaste exterior uniforme del 12 al 20%

C.-

Clase 2: En esta clasificación se ubican las tuberías que han perdido entre el 12.5 y el 20% del área de acero del cuerpo del tubo en forma excéntrica; y además en algún punto el espesor de pared es del 65% del espesor original como máximo; esta condición se toma como base para evaluar la capacidad de resistencia de la tubería de esta clase. A la presión interna, colapso y torsión.

D.-

Clase 3: Cuando una tubería se desgasta del 20 al 37.5% del área del acero original en forma excéntrica cae en esta clasificación.

CÓDIGO DE GRADOS GRADO ESTÁNDAR GRADO N-80 E-75 C-75

DIÁMETRO EXTERIOR pg

GRADO DE ALTO ESFUERZO

SÍMBOLO N E C

GRADO

SÍMBOLO

X-95 G-105 P-110 S-135

X G P S

V-150

V

CÓDIGO DE PESO DE TUBERÍAS PESO ESPESOR NOMINAL DE PARED lb/pg pg

NUMERO DE CÓDIGOS

2 3/8

4.85 6.65*

0.190 0.280

1 2

2 7/8

6.85 10.40*

0.217 0.362

1 2

3 1/2

9.50 13.30* 15.50 11.85 14.00* 15.70

0.254 0.368 0.449 0.262 0.330 0.380

1 2 3 1 2 3

4 1/2

13.75 16.60* 20.00

0.271 0.337 0.430

1 2 3

*Indica peso estándar BANDAS PARA IDENTIFICAR EL ESTADO DE LA CONEXION BANDAS PARA CLASIFICAR LAS CONEXIONES Y LA TUBERIA

124

CÓDIGO DE COLORES PARA IDENTIFICAR TUBERÍA DE TRABAJO Y SU CONEXIÓN CLASIFICACIÓN DE LA TUBERÍA Y SU CONEXIÓN

COLORES Y NÚMERO DE BANDAS

NUEVA

1 BLANCA

PREMIUM

2 BLANCA

CLASE 2

1 AMARILLA

CLASE 3

1 AZUL

CLASE 8

1 VERDE

DESECHO

1 ROJA

ESTADO DE LA CONEXIÓN

COLOR DE LAS BANDAS

DESECHO O REPARABLE EN TALLER

ROJA

REPARABLE EN LOCALIZACIÓN

VERDE

Conocimientos Básicos para medir Tubería de Perforación Para medir tubería de perforación se debe de tener siempre presente que la longitud de un tubo abarca desde la caja de éste hasta la base del piñón. Nunca se debe de incluir el piñón para determinar el largo, ya que al unirse el piñón con la caja de otro tubo éste se pierde al quedar dentro de la caja. La medición se realiza estando colocado el tubo en la rampa, utilizando una cinta métrica de acero de 30m. Para determinar el diámetro exterior de un tubo se utiliza un calibrador de compás, una regla o un flexómetro. Se coloca el compás en el cuerpo del tubo y con la regla o el flexómetro, se mide la distancia que hay entre un extremo y otro del compás. Esta distancia es el diámetro exterior del tubo.

Calibración de la Tubería de Perforación. La calibración se realiza para verificar que el interior del tubo este libre de obstáculos (estopa, madera, etc.), o que no este colapsado.

125

Si no se calibra el tubo se mete, dañado o con basura, al pozo, esto puede provocar que las toberas se obstruyan y se tape la barrena. Por lo que se tendría que efectuar un viaje a la superficie lo que retrasaría las operaciones de perforación. La calibración, con el calibrador API (en el campo se le conoce como conejo) se lleva a cabo estando colocado el tubo sobre la rampa deslizadora, el tubo debe conservar el guardarrosca. Al momento que se va a introducir el tubo al hoyo de conexión rápida, se retira el guardarrosca del piñón y se recupera el calibrador, volviendo a colocar el guardarrosca. En caso de que no salga el calibrador, se deberá evitar la posición del tubo para introducir un objeto pesado, por ejemplo un perno, que desplace el calibrador para recuperarlo y evaluar si se puede ocupar ese tubo o se debe de remplazar.

Calibrador de Madera y Tubular (Conejo)

MANEJO Y USO DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN Enrosque de tubería 126

Antes de efectuar el enrosque se debe de verificar que tanto el piñón como la caja no tengan que el empaque que sirve de apriete al guardarrosca, también se recomienda limpiar con diesel la rosca de la caja y del piñón para retirar la película adhesiva que contienen. A continuación se debe de aplicar grasa a la caja y al piñón, ya que pueden ocurrir amarres por no contar con una película separadora. Las grasas compuestas para roscas proporcionan esta película y así mismo también ayudarán a minimizar el apriete excesivo. Actualmente se esta utilizando la llave de rolar neumáticos y/o hidráulicos, que realiza la misma función pero de una forma más segura. Este sistema esta montado en el piso de perforación del equipo y es capaz de manejar desde tubería de perforación de 2 3/8” hasta lastra barrenas de 8” D.E. El sistema incluye la llave de rolar modelo SSW-20, 30 y 40 y la llave de torsión TW-60. Las llaves de rolar y de torsión están colocadas en una estructura de acero recia, montada en 2 carriles y se mueve al agujero de conexiones rápidas al pozo. Estando enroscado el tubo se coloca la llave de aguante en la caja y la llave de apriete en la base del piñón. En seguida realice el apriete de acuerdo al rango recomendado. Se recomienda que la llave de apriete queden en posición de 90° para que el apriete sea efectivo. El diámetro (instalado al lado del indicador de peso), le indicará al perforador el rango de apriete que están efectuando las llaves, soltando la perilla cuando se llegue al apriete recomendado. Recomendaciones: Cuando se trata de tubería nueva, puede ser posible que queden residuos de la película protectora en las rosca, por lo que es recomendable quebrar limpiar la cuerda y volver a apretar para eliminar completamente estos residuos. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 127

Función de la Tubería de Producción. Tubería de producción es el elemento tubular a través del cual se conducen hasta la superficie los fluidos producidos de un pozo, o bien, lo fluidos inyectados de la superficie hasta el yacimiento. Manejo y uso de Tubería de Producción. •

La tubería que se va a introducir primero al pozo deberá quedar en la parte superior de los cargadores.

•

Retirar los protectores de rosca martillando el cople, si el protector esta amarrado debe desenroscarse con ayuda de llave, si lo tramos llegan por alguna circunstancia sin protector será necesario inspeccionarla.

•

Retirar los protectores de rosca sólo del tramo que se va a utilizar.

•

Al calibrar la tubería se deberá utilizar los calibradores adecuados de acuerdo al drift de la tubería, dependiendo del peso y diámetro de la misma.

•

Limpiar las juntas y protectores con solventes y agua, secarlas con aire.

•

Al aplicar la grasa a las juntas se deberá colocar los protectores.

•

Revisar que la polea viajera esté alineada con la mesa rotaria.

•

Revisar el correcto funcionamiento de la llave de apriete y computadora a utilizar.

•

Revisar que la línea del cabestrante que suspende a la llave permita el movimiento vertical (checar si es cable resistente o cabestrante).

•

El resorte vertical de compensación de la llave deberá permitir el movimiento vertical de la pérdida del enrosque.

•

Seleccionar las mordazas de la medida correcta y que estén en buenas condiciones, la mordaza de aguante deberá estar paralela a la mordaza de desenrosque.

•

El (los) elevador (es) deberá (n) estar en buenas condiciones y ser el (los) adecuado (s) para el diámetro (s) y tipo (s) que esté (n) manejando.

128

•

Utilizar cuñas normales y revisarse antes de usarlas, verificando que todas las secciones trabajen al mismo tiempo.

•

Revise el elevador y las cuñas frecuentemente, por lo tanto los dados deben revisarse y cambiarse en caso necesario.

•

Verificar que el diámetro de los arietes sea el diámetro de la tubería.

•

Exigir a las compañías de servicio que maneja las llaves hidráulicas un certificado de calibración reciente.

•

No deberán utilizarse las llaves de fuerza para tubería de perforación en la desconexión de tubería de producción (solo en casos especiales).

•

Los valores mínimos que se enumeran en las tablas de apriete de acuerdo al diámetro, grado y peso de las tuberías, corresponden al 75% de los valores óptimos y los de apriete máximo 125%, todos los valores están redondeados a los 10 pies- libra más próximos. En el campo deben utilizar los valores óptimos de apriete. Este torque deberá alcanzar cuando menos dos segundos antes de que opere el paro automático.

Al introducir la tubería al pozo. •

Al levantar la tubería de los cargadores a la rampa o al piso de perforación deberán tener colocados los protectores de rosca, así también evitar que la tubería se flexione.

•

Cuando calibre la tubería verticalmente deberá hacerse con el guardarrosca colocado, el calibrador deberá ser de drift especificado por las normas A. P. I. y deberá estar completamente limpio.

•

Tratándose de tubería Premium, inspeccionar el sello de hilos de la rosca después de haber retirado los protectores de rosca.

•

La aplicación de grasa, deberá ser en el piñón para cubrir las crestas y valles del sello y el hombro del piñón. Nunca aplicar grasa cuando las roscas estén mojadas.

Al conectar la tubería. 129

•

Durante la conexión de la tubería evitar que el piñón golpee a la caja u otra parte del piñón.

•

Utilizar una guía de enchufe para conectar la tubería y mantener el tubo en posición vertical.

•

Al iniciar a enroscar la tubería, las primeras cinco vueltas deben enroscarse en baja velocidad, las cuñas deberán cubrir la mayor parte de la circunferencia de la tubería. La velocidad mínima de rotación es de 3 r.p.m. El elevador no debe restringir el movimiento del tubo.

•

Para acero de alta aleación iniciar el enrosque con todas las precauciones y en baja velocidad.

•

Para aceros al carbón después de que la junta cae y esté alineada debe usarse la llave en alta velocidad con poca aceleración, cualquier apriete antes de 1.5 vueltas antes de alcanzar el hombro puede generar problemas por lo cual será necesario desenroscar y revisar la rosca.

Al terminar de enroscar •

Para el apriete de accesorios debe prevenirse la flexión,

•

Cuando se utilicen llaves de aguante, asegurarse que la presión sea la suficiente para prevenir el resbalamiento de la tubería, pero no excesivo para provocar un colapso.

•

La posición de la llave deberá ser lo más cercano posible a la junta de 15 a 25cm arriba del cople y lo más posible a las cuñas.

•

Una vez que se alcance el apriete, corroborando en la lectura del medidor de apriete computarizado, debe desengancharse la llave y levantar la tubería para sacar las cuñas.

Recuperación del Aparejo de Producción •

Revisar el tiempo de operación de la tubería.

•

Tener en cuenta que el apriete para quebrar las juntas será mayor que el requerido para apretar. 130

•

Se deben tener quijadas adecuadas al diámetro del cople o al recalcado de la tubería.

•

Desconectar con velocidad mínimas y terminar con llave.

•

Las llaves deben abrazar el cuerpo del tubo a la misma altura que se apretó y tener la llave de aguante para evitar la desconexión del cople del lado conectado en fábrica.

•

La llave de aguante deberá ser colocada asegurando que este en contacto la llave con el área del cople.

•

La altura de la llave debe ser la adecuada para evitar la flexión.

Para aceros de aleación •

Una vez que quiebra y gira una vuelta debe seguir desconectándose en baja velocidad.

•

Cuando se termina de desconectar, gira 1/3 de vuelta después de que cae la rosca y proceder a levantar el tubo o lingada.

•

No mantener el peso del tubo sobre las cuerdas (ligeramente tensionada).

Para aceros al carbón •

Una vez que se ha quebrado la junta y ha girado una vuelta deberá ser desconectada el alta velocidad y debe ocurrir de 6 a 8 vueltas, suspender una vez que ha caído la cuerda evitando así el daño que se pudiera originar a la rosca. (El chango deberá mantener la tubería en posición vertical).

•

Asegúrese que la tubería no esté soportando el peso de la llave.

Recuperación o introducción de tubería en lingadas

131

•

La tubería debe estibarse en el mástil apoyada en los tablones de madera, con sus protectores de piñón puestos, a la longitud de la parada debe ser lo suficientemente larga para alcanzar los peines.

•

Al enroscar deberá tener mayor cuidado en el alineamiento de la parada, y que este libre por el interior.

•

Es recomendable alternar la desconexión de las juntas para que todas queden lubricadas y así la desconexión sea rápida.

7.2.- características y manejo de la tubería pesada (h.w.) y lastrabarrenas TUBERÍA PESADA Identificación de Tubería Pesada. La tubería de perforación extra pesada (Heavy Weight). Es un componente de peso intermedio, para la sarta de perforación, entre los lastrabarrenas y la tubería de perforación. Proporcionando un cambio gradual de rigidez de la herramienta rígida a frágil tubería de perforación, reduciendo la fatiga de ésta, al colocar tubería Heavy Weight en el punto de transición. Son tubos de pared gruesa unidos entre sí, por juntas extra largas, para facilitar su manejo; tienen las mismas dimensiones de la tubería de perforación normal, por su peso y forma, la tubería “Heavy Weight” se pueden usar en compresión, al igual

que los lastra barrenas, un distintivo sobre saliente en el

recalcado central, que protege al cuerpo del tubo del desgaste por la abrasión, esta sección recalcada actúa como un centralizador y contribuye a una mayor rigidez, y resistencia de la tubería “Heavy Weight”. Otra ventaja, es que no se requiere cambiar de elevadores y no requiere el uso de la grapa de seguridad (collarín para herramienta). Características de la tubería Heavy Weight. Uniones de tubería (24” y 30” de longitud) (609.6 y 762 mm): 132

•

Más área de apoyo para reducir el desgaste del diámetro exterior.

•

Más longitud para cortar conexiones nuevas.

•

Más espacio para poner bandas de metal duro.

•

La pared gruesa da máximo peso por metro.

•

Larga sección central recalcada (24” de longitud) (609.6 mm).

•

Forma una sola pieza con la parte central del tubo.

•

Reduce el desgaste de la porción central del tubo.

•

Se puede reconstruir el diámetro exterior.

•

Ayuda a evitar la pegadura por presión diferencial. Las conexiones se pueden suministrar con reelevadores de esfuerzo, tales

como: •

Caja de bore bac.

•

Espiga con ranura reelevadora de esfuerzo.

•

Raíces de rosca labradas en frío. Las uniones y la sección recalcada central se pueden suministrar con bandas de metal duro.

Donde se usa la tubería de perforación Heavy Weigth. Se usa en perforación direccional y vertical: quienes perforan pozos direccionales han comprobado que la tubería Heavy Weigth es ideal para pozos muy desviados por que es menos rígida que los tubos lastrabarrenas y el contacto con la pared del pozo es mínimo. El distintivo de tres puntos de contacto con la pared de la Heavy Weigth ha resuelto dos serios problemas en perforación direccional. Permite perforar a alta velocidad de rotación con menor torsión. Eso reduce el desgaste y deterioro de la sarta de perforación, a tiempo que simplifica el control direccional. Además tiene mínima tendencia a pegarse por presión diferencial. Como es menos rígida que los tubos lastrabarrenas. La Heavy Weigth, se dobla más en la sección del tubo que en las uniones, La Heavy Weigth resiste 133

numerosos cambios de ángulo y dirección del pozo con mínimo de los problemas asociados con la perforación direccional.

Tubo de perforación de pared gruesa (Heavy Weigth)

LASTRABARRENAS ¿Qué son lastrabarrenas? Son barras de acero huecas utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación y dar peso a la barrena durante las operaciones de perforación. También son conocidas como Drill Collar. Características de Lastrabarrenas Actualmente se tienen en uso dos tipos de lastrabarrenas: 1) Acabado de fábrica (liso). Este acabado se denomina convencional, ya que trae la forma tal y como sale de la fábrica, satisface todos los requisitos nominales.

Lastrabarrena liso

2) Diseño de espiral o licoidal.

Lastrabarrena de espiral

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

134

Lastrabarrenas en espiral

Diámetros y Pesos. A continuación se le presenta una tabla donde podrá apreciar las dimensiones y especificaciones de los lastrabarrenas. Diámetro Exterior (pg)

Diámetro Interior (pg)

Peso (lb/pie)

Peso (kg/m)

Conexión

Torque (lb/pie)

Diámetro de Barrena (pg)

4 1/8

2

35

52

NC-31

6800

5 5/8

4¾

2

50

74.5

NC-35

10800

6, 6 1/8

4¾

2¼

47

70.03

NC-35

9200

6½

4¾

2¼

47

70.03

NC-38

9900

6½

6¼

2 13/16

83

123.67

NC-46

22200

8½

6½

2 13/16

92

137.08

NC-46

22900

8½

7¼

2 13/16

119

177.31

5½ API REG.

36000

9½

8

2 13/16

150

233.5

65/8 API REG.

53000

12½,14¾ 17½

9½

3

217

323.33

75/8 API REG.

88000

26

9½

3¼

213

317.37

75/8 API REG.

83000

26

11

3¼

295

439.55

85/8 API REG.

129000

36

11

3

299

445.51

85/8 API REG.

129000

36

CAPACIDAD Y DESPLAZAMIENTO DE LASTRABARRENAS Desplazamiento: 135

Es el volumen que desplaza un metal, de acuerdo a su libraje, al ser introducido en un líquido. Capacidad: Es el volumen interior que ocupa un fluido en un metro. D. E. 4 1/8 4¾

6¼ 5½

7¼

7¾ 8 9½

11

PESO lb/pie

D. I. Pg

43 39 35 54 52 50 96 94 91 105 102 99 130 124 116 144 136 128 147 143 138 216 212

1 1½ 2 1½ 1¾ 2 1¾ 2 2¼ 1 3/4 2 2¼ 2 21/2 3 1 1/2 3 3½ 3 1¼ 3½ 3 3¼

299 295

3 3¼

Desplazamient o lt/m 9.754 9.128 8.242 10.276 9.859 9.389 18.205 17.736 17.214 19.822 19.353 18.831 24.622 21.648 22.065 27.23 25.821 24.204 27.856 27.073 26.239 41.186 41.210 56.720 55.961

Capacidad lt/m 0.469 1.147 2.034 1.147 1.564 2.034 1.564 2.034 2.556 1.564 2.034 2.556 2.034 3.182 4.590 3.182 4.590 6.207 4.590 5.373 6.207 4.560 5.352 4.560 5.352

CONOCIMIENTOS GENERALES PARA EL MANEJO DE LASTRABARRENAS

136

•

Al deslizar o levantar lastrabarrenas en la rampa, procure efectuar la maniobra con los protectores adecuados.

•

Lavar las conexiones lo mejor posible.

•

Aplicar la cantidad normal de grasa para la herramienta en el piñón.

•

Al efectuar una conexión introduzca el piñón en la caja lentamente dando vueltas a la lastra barrena para no golpear las rocas y asientos.

•

No rolar con la cadena el lastra barrena para efectuar el enrosque, esta operación se efectúa con llave cadena o llave roladora.

•

Cuando se trate de lastrabarrenas nuevas, efectúe un apriete ligero sin llegar al normal, afloje, lave la rosca y vuelva a apretar, pero ahora sí con los torques requeridos, cheque que este libre de objetos calibre de adentro hacia fuera.

•

Tratándose de lastrabarrenas usadas, efectúe el apriete normal.

Izaje de lastrabarrenas. •

Los protectores de rosca de acero fundido equipados con asa (agarradera) son un buen medio para deslizar los lastrabarrenas hasta la rampa, y también para proteger los rebordes de las roscas del piñón y de la caja de posibles golpes que pueden sufrir durante las maniobras.

•

Se deben calibrar, al diámetro adecuado interior para verificar que se encuentre libre de cualquier obstáculo (estopa, trapo, madera, etc.).

•

Colocar la madrina en la caja del lastra barrena y meter el lastra barrena, al agujero de conexión rápida y con las llaves de fuerza aplicar la madrina un 50% del torque normal de los lastrabarrenas, con el fin de evitar se desconecte accidentalmente.

Nota: El trabajador que esté realizando el apriete deberá colocarse enfrente de la caja, para evitar accidentarse si el lastra barrena se desliza hacia el muelle.

137

•

El perforador le quita el seguro al gancho. Enseguida le da vuelta al elevador para centrarlo en dirección de la madrina y sentarlo lentamente en ella, por último se cierra el elevador y se levanta, teniendo precaución que al retener el lastra barrena se haga con el cable del ronco, desenroscar el guardarrosca del piñón y verificar que el calibrador salga por la parte inferior del tubo (piñón).

CONEXIÓN Y DESCONEXIÓN DE LASTRABARRENAS Para realizar la conexión realice los siguientes pasos: •

Sacar el candado del gancho.

•

Levantar el Lastrabarrena, con precaución.

•

Engrasar la caja del lastra barrena que está en las cuñas con su grapa de seguridad (collarín) debidamente colocado.

•

Bajar lentamente el Lastrabarrena hasta que el piñón entre a la caja de la lastra barrena anterior.

•

Dar vuelta con la llave roladora al Lastrabarrena que está entrando.

•

Observar el indicador de peso para verificar que el lastra barrena se este colocando correctamente.

•

Colocar la llave de fuerza (de apriete) en el cuerpo del lastra barrena que se está conectando y la llave de aguante en la caja del lastra barrena que esta conectado.

•

Realizar el apriete recomendado con la llave de fuerza a 90°.

Desconexión: La desconexión de los lastrabarrenas se realiza cuando se levanta la sarta a la superficie por algunos de los siguientes motivos: •

Estabilización de sarta de perforación.

•

Cambio de barrena.

•

Pérdida de presión de bombeo. 138

•

Para tomar registro eléctricos.

Para desconectar la lastra barrena: •

Se saca el candado del gancho.

•

Se sienta el lastra barrena en las cuñas para herramientas (las cuñas deben ser adecuadas al diámetro del Lastrabarrena).

•

Se le coloca el collarín adecuado al diámetro del lastra barrena y se aprieta con la llave especial (esta llave viene incluida con el collarín). Es recomendable golpear el collarín con un martillo de bronce para asegurarse que este bien apretado.

•

Para desconectar el lastra barrena se utilizan dos llaves de fuerza (deben estar en buenas condiciones), para quebrar el lastra barrena se coloca la llave izquierda en la junta superior, y la llave derecha en la caja del lastra barrena.

Herramientas para introducir Lastrabarrenas: •

Llaves de fuerza (de apriete y de aguante).

•

Llaves o cadena roladora.

•

Cuñas para lastrabarrenas (de acuerdo al diámetro de los lastrabarrenas).

•

Collarín (de acuerdo al diámetro del lastrabarrenas).

•

Elevador adecuado a la madrina (18° o 90°).

7.3.- Medidas de seguridad en el manejo de herramientas tubulares •

Inspeccionar que el personal de la cuadrilla disponga de su equipo de protección personal.

•

Inspeccionar el área de trabajo a fin de ofrecer seguridad al ejecutar las tareas.

•

Inspeccionar el sistema de suspensión de las llaves, en el cual deberá ser: seguro, balanceado, centrado, flexible y de fácil operación.

139

•

Inspeccionar antes de utilizar las llaves de fuerza el estado propio de los dados y su fijación, la lubricación de sus partes móviles, la instalación correcta de sus quijadas, su nivelación, pernos con seguro, el estado correcto de sus cables (emplear preferentemente un factor de seguridad de 4), la fijación de los extremos de los cables, el correcto estado de los ojos de los cables.

•

Probar antes de utilizar, las llaves de fuerza, su operación correcta (capacidad de atrapamiento) sobre de la junta de la tubería a fin de corregir fallas de manera eficiente.

•

Comprobar la flexibilidad y seguridad en la operación del embrague para realizar el jalón con el cable del malacate.

•

Comprobar el estado y el buen funcionamiento de los cables salvavidas.

•

Verificar el correcto funcionamiento del torquimetro o dinamómetro, así como su correcta instalación.

•

Comprobar el buen funcionamiento y estado de la chaqueta canalizadora de fluidos, así como sus conexiones de descarga.

•

Inspeccionar la correcta instalación, operación y estado de la llave roladora de tubería (hidráulica o neumática).

•

Verificar el correcto funcionamiento de las llaves hidráulicas, así como sus partes de agarre con la tubería antes de utilizar.

•

Operar las llaves hidráulicas con personal entrenado para tal fin.

•

Operar de manera segura las diferentes llaves hidráulicas o de fuerza, disponer de los límites de operación, para no causar daños a las mismas u ocasionar accidentes personales.

•

Anticipar al personal para mantenerlo alerta al efectuar torques severos, evitando que permanezca dentro de área de acción de las llaves o cables de acero.

•

Posicionar de manera correcta las conexiones de las juntas (distancia de la boca de la junta a las cuñas) de la tubería para evitar daños por flexión. 140

•

Disponer en la instalación de las tablas de torques necesarios para efectuar la conexión de los diferentes tipos de juntas de manera correcta.

•

Inspeccionar los sellos de las juntas antes de efectuar la conexión de las mismas.

•

Disponer en el área del piso de las grasas protectoras de juntas, las cuales deben contener del 40%-60% de peso de polvo fino metálico de zinc. Debe aplicarse a todas las roscas y superficies de sello. No debe contener más del 0.3% del total de azufre activo.

•

Evitar el uso de la cadena para rolar tubería (solo en algunos casos especiales)

•

De acuerdo al torque por emplear, seleccionar las llaves de fuerza y cables de acero por utilizar.

•

Evitar poner freno a la rotaria al efectuar el apriete o quiebre de las juntas al utilizar las llaves de la fuerza.

•

Inspeccionar las roscas de la TR anticipadamente a su introducción al pozo.

•

Inspeccionar el lote de tuberías de perforación, lastrabarrenas, estabilizadores, sustitutos, etc. Previamente antes de utilizarlos en el pozo. Así como el funcionamiento de las válvulas de pie (calibrar área de pesca).

•

Verificar que las roscas piñón-caja de la tubería de perforación, lastrabarrenas sustitutos, estabilizadores y demás herramientas que integran la sarta de perforación estén limpias antes de enlazarlas.

•

Inspeccionar las roscas de las tuberías de revestimiento y de producción antes de enroscarlas, la limpieza y estado de las mismas. Si no se calibra, checar físicamente el interior que este libre.

•

Verificar en la instalación de las llaves roladora, la función correcta del cable de seguridad.

•

Instalar guarda roscas al desconectar la tubería de perforación, lastrabarrenas y demás herramientas al término de la operación para preservar las conexiones de enlace y evitar dañar el sello de los mismos.

•

Aplicar al anterior procedimiento para cuidar las roscas de enlace de la tubería de revestimiento y de producción si amerita rehusarlas. 141

•

Enfundar

o

desenfundar

la

flecha

con

seguridad

utilizando

el

cable

correspondiente de retención. 7.4.- Tipos de barrenas, molinos, martillos, juntas de seguridad. ¿Qué es una Barrena? Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotaria. Su función es perforar los estratos de la roca mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión y de la rotación de la barrena. Componentes de una Barrena El cuerpo de una barrena tricónica consiste en: a).- Una conexión roscada (piñón) que une la barrena con una doble caja del mismo diámetro de los lastrabarrenas (drill collars). b).- Tres ejes (muñón) del cojinete en donde van montados los conos. c).- Tres conos. d).- Los depósitos que contienen el lubricante para los cojines. e).- Los orificios (toberas) a través de los cuales el fluido de perforación fluye para limpiar del fondo el recorte que perfora la barrena. f).-

Cortadores (dientes o insertos).

g).- Hombro de la barrena.

142

f).- dientes o insertos (Cortadores) c) .- cono

d).- deposito de Lubricante

e) .- tobera g).- hombro de la barrena

b).- eje muñón

a).- piñón Componentes de una barrena tricónica

El cuerpo de una barrena PDC consiste en: a).- Una conexión roscada (piñón) que une la barrena con una doble caja del mismo diámetro de los Lastrabarrenas (drill collars). b).- Numerosos elementos de corte policristalino (cortadores). c).- Aletas (en algunos modelos). d).- Los orificios (toberas) a través de los cuales el fluido de perforación fluye para limpiar del fondo el recorte que perfora la barrena. e).- Hombro de la barrena.

143

Pastilla de diamante Cristalino

d).- Tobera

b).- Cortadores

c).- Aletas e).- Hombro de la Barrena Aleta cortadora

a).- Piñón

Componentes de una barrena PDC

CONOCIMIENTOS GENERALES DE BARRENAS En la actualidad existen varios tipos de barrenas para la perforación de pozos petroleros que difieren entre sí, ya sea en su estructura de corte o por su sistema de rodamiento, por ejemplo, cuando son de tres conos o por los materiales usados en su construcción. De acuerdo con lo anterior, las barrenas se clasifican en: •

Barrenas tricónicas.

•

Barrena de cortadores fijos.

•

Barrenas especiales. 144

Barrenas tricónicas

barrenas de cortadores fijos

Barrenas especiales

Barrenas Tricónicas Las barrenas tricónicas tienen 3 conos cortadores que giran sobre su eje. Por su estructura de corte se fabrican de dientes y de inserto de carburo de tungsteno.

145

Por su sistema de rodamiento pueden ser de balero estándar, de balero sellado y de chumaceras.

Actualmente las barrenas tricónicas sólo son usadas en las primeras etapas de la perforación. Una de las situaciones importantes que deben tomarse en cuenta para una correcta instalación de las barrenas tricónicas, es su apriete, ya que un apriete excesivo puede fracturar el piñón, por otro lado un apriete deficiente, puede ocasionar la pérdida de la barrena en el fondo del pozo. En la siguiente tabla se mencionan el tipo de conexión, apriete, peso sobre barrena a manejar y revoluciones por minuto aconsejables. PESO SOBRE BARRENA TRICÓNICA DE DIFERENTES DIÁMETROS Y SU APRIETE DE ACUERDO A LA CONEXIÓN DEL PIÑÓN. DIÁMETRO

CONEXIÓN

APRIETE Lbs/pie

26”

75/8

31000

PSB (peso sobre barrena) TONS. 14-18

5

6 /8” regular

31000

14-18

100-200

5

17 ½”

RPM (revoluciones Por minuto) 100-200

14 ¾”

6 /8” regular

31000

8-22

70-160

12 ¼”

6 5/8” regular

31000

8-22

70-160

9 ½”

6 5/8” regular

31000

6-18

75-150

8 ½”

4 ½” regular

15000

6-18

75-150

6 ½”

3 ½” regular

7500

6-12

75-150

6 1/8”

3 ½” regular

7500

6-12

70-120

6”

3 ½” regular

7500

6-12

70-120

5 7/8”

3 ½” regular

7500

6-12

70-120

Nota: La conexión del piñón para las barrenas de 14 ¾ a 17½ pg puede ser de 6 5/8 o de 7 5/8 pg API regular.

146

Barrenas de cortadores fijos Las barrenas de cortadores fijos son cuerpos compactos, sin partes móviles, con diamantes naturales o sintéticos incrustados parcialmente en su superficie inferior y lateral que trituran la formación por fricción o arrastre. Se dividen en: •

Barrenas de diamante natural

•

Barrenas de diamante Térmicamente estable (TSP)

•

Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC) Las barrenas de diamante natural tienen un cuerpo fijo cuyo material puede

ser de matriz o de acero. Su tipo de corte es de diamante natural (el diamante es el material más duro hasta ahora conocido) incrustado en el cuerpo de la barrena. El uso de estas barrenas es limitado en la actualidad, salvo en casos especiales para perforar formaciones muy duras y abrasivas.

Barrena de diamante natural

Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP) Las barrenas térmicamente estables son usadas para perforar rocas duras, por ejemplo caliza dura, basalto y arenas finas duras, entre otras.

Barrena de diamante TSP

147

Barrenas de compacto de diamante Policristalino (PDC) Las barrenas PDC pertenecen al conjunto de barrenas de diamante con cuerpo sólido y cortadores fijos.

Barrena de compacto de diamante policristalino (PDC)

Su diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de pastillas (compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la barrena, pero a diferencia de las barrenas de diamante natural y las STP, su diseño hidráulico se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual que las barrenas ticónicas. Este tipo de barrenas es la más utilizada en la actualidad para la perforación de pozos petroleros. Barrenas especiales Las barrenas especiales pueden ser de dos tipos: ampliadoras o vicéntricas y se utilizan para operaciones tales como: la ampliación del diámetro del agujero, ya sea desde la boca del pozo (superficial) o desde una profundidad determinada.

148

Barrena vi céntrica

Barrena ampliadora

Código IADC para barrenas tricónicas y de cortadores fijos Las barrenas se fabrican para diferentes tipos de formaciones que generalmente son: •

Formaciones suaves.

•

Formaciones medias.

•

Formaciones duras.

•

Formaciones extraduras. Para evitar confusión entre los tipos de barrenas equivalentes en relación con

sus distintos fabricantes se creo el código IADC (Asociación Internacional de Contratistas de Perforación), de clasificación de tres dígitos, como se ilustra en la siguiente tabla.

149

Diente de acero

2

Dientes de acero para formación media

2 3 4 1

3

Dientes de inserto para formación dura

2 3 4 1

4

Dientes de inserto para formación muy blanda

2 3 4 1

5

Dientes de inserto

Dientes de inserto para formación blanda

6

Dientes de inserto para formación media

7

Dientes de inserto para formación dura

2 3 4 1

1 2 3 4 1 8

Dientes de inserto para formación extra dura

2 3 4

Suave Medio suave Medio duro Duro Suave Medio suave Medio duro Duro

150

6

7

8

9

Otros

4 1

5

Para perforación direccional

3

4

Chumacera sellada y protección al calibre

2

3

Chumacera sellada

1

Suave Medio suave Medio duro Duro Suave Medio suave Medio duro Duro Suave Medio suave Medio duro Duro Suave Medio suave Medio duro Duro Suave Medio suave Medio duro Duro Suave

2

Balero sellado y protección al calibre

1 Dientes de acero para formación blanda

1

Balero sellado y autolubricante

Dureza

Protección al calibre y balero estándar

de

3er dígito Sistema de Rodamiento

Toberas aire/lodo y balero estándar

Sistema corte

2 dígito

Toberas para lodo y baleros estándar

1 dígito

Como ejemplo de lo anterior, describiremos un tipo de barrenas correspondientes a tres dígitos. Si tenemos una barrena tipo 527. El primer dígito identifica el sistema de corte, en este caso tenemos una barrena de dientes de inserto para formación blanda. El segundo dígito nos da a conocer la dureza de la formación, y aquí corresponde a una medio suave. El tercer dígito corresponde al sistema de rodamiento, siendo para esta barrena, de chumacera sellada y protección al calibre. Código IADC para barrenas de Cortadores Fijos La finalidad del código IADC (Asociación Internacional de Contratistas de Perforación) es solamente un medio para agrupar el aspecto general de las barrenas de cortadores fijos. A diferencia de la clasificación IADC para barrenas tricónicas, el código IADC para barrenas de cortadores fijos no los relaciona con la formación por perforar. Únicamente se pueden identificar sus características más elementales. La elección de tipos específicos de barrenas debe hacerla una persona que esté bien enterada de la tecnología de barrenas así como de su disponibilidad. La clasificación se representa mediante un código de cuatro cifras: 1.- Material del Cuerpo: De acero o de matriz. 2.- Densidad de cortadores: Para barrenas PDC, este dígito va de 1 a 5. Mientras más bajo es el número, menos cortadores tiene la barrena. 3.- Tamaño de los cortadores: Este dígito indica el tamaño de cortador que se usa, puede ser 1, 2 ó 3, de diámetro en orden descendente. 151

4.- Forma: El último dígito indica el estilo general del cuerpo de la barrena y varía de 1 (forma achatada) a 4 (flanco largo). CLASIFICACIÓN DE TOBERAS La tobera juega un papel muy importante en la perforación de un pozo, ya que por medio de las toberas se nota el avance de la barrena. Existen 3 tipos de toberas: •

Roscables (hexagonal y cuadrado).

•

De clavo o seguro (figuras

•

De candado (figura

Toberas de Barrena

EVALUACIÓN DE BARRENAS. Calibración La calibración en las barrenas, se realiza para medir el desgaste que han tenido en el transcurso de las horas-trabajo de éstas. El calibrador que se utiliza para las barrenas tricónicas es una regla en forma triangular que mide el desgaste de los conos. En el caso de que no se cuente con un calibrador de fábrica, se utiliza una lámina de acero, en forma de anillo, con agarradera y una regla. El anillo deberá tener el diámetro de la barrena que se va a usar. Este anillo se utiliza para calibrar las barrenas de diamante policristalino y las tricónicas. Cuando la barrena es nueva el anillo deberá entrar ajustado.

152

Cuando sale la barrena del pozo, se vuelve a medir indicando desgaste cuando tenga juego el anillo calibrador, procediendo a medir con la regla para determinar el porcentaje de desgaste que tuvo la barrena. La calibración de las barrenas es de mucha utilidad para saber el desgaste en el diámetro de la misma, y así al meter la barrena nueva se evitará un acuñamiento de la sarta por reducción del agujero. La clasificación y evaluación subsecuentes del grado y tipo de desgaste de una barrena usada, desempeña un papel muy importante en el proceso de perforación. Desgaste para Barrenas de Dientes de acero A continuación se explican los códigos de desgaste más usados y aceptados en el campo de la perforación. T0 = Diente nuevo. T1 = Desgaste de 1/8 de la altura original del diente. T2 = Desgaste de 1/4 de la altura original del diente. T3 = Desgaste de 3/8 de la altura original del diente. T4 = Desgaste de 1/2 de la altura original del diente. T5 = Desgaste de 5/8 de la altura original del diente. T6 = Desgaste de 3/4 de la altura original del diente. T7 = Desgaste de 7/8 de la altura original del diente. T8 = Desgaste total del diente.

153

Código de desgaste

Desgaste de baleros El desgaste de los baleros debe considerarse también según la escala de octavos. Para balero nuevo B0 y balero desgastado 100% B8. Cuando los baleros se atraviesan en la superficie de rodamiento (pista) y traban el cono, se considera B6. Cuando uno o varios rodillos se han quedado fuera del cono, se considera B8. Es decir: B0 = Vida del balero desgastado 0. B1 = Vida del balero gastado 1/8. B2 = Vida del balero desgastado 1/4 (todavía ajustados) B3 = Vida del balero gastado 3/8. B4 = Vida del balero gastado 1/2 (algo flojos). B5 = Vida del balero gastado 5/8. B6 = Vida del balero gastado 3/4 (muy flojos), trabados. B7 = Vida del balero gastado 7/8. B8 = vida del balero gastado 8/8 (tableros perdidos y/o conos trabados):

154

Ejemplo: T2-B4-Di (dientes desgastados 1/4, media vida de baleros, algo flojos, sin Desgaste en el calibre). T6-B6-1/2” (dientes desgastados 3/4, balero muy flojo y diámetro reducido ½ pg) Toda la información relacionada con las barrenas utilizadas en la perforación de un pozo de debe anotar en un formato conocido como registro de barrenas (o récord de barrenas) para su consulta inmediata o mediata. Código de desgastes para Barrenas de Insertos Los métodos para evaluar y codificar los desgaste pueden ser tan sofisticados como se desee, pero es prudente tener en cuenta que el objetivo de ellos es proporcionar información suficiente para la selección adecuada de las barrenas que se utilizarán en los pozos futuros de la misma área. El ó los métodos de evaluación y codificación de desgaste deben ser claros y sencillos en su interpretación. Por eso se sugiere la nomenclatura siguiente para las barrenas de insertos, con la advertencia de que pude ser modificada de acuerdo con las necesidades particulares de cada área, sin que pierda por ello la sencillez de su interpretación. ESTRUCTURA DE CORTE. Observación general. T2- Una cuarta parte de los insertos totales se han desgastado, roto o perdido. T4- La mitad de los insertos totales se han desgastado, roto o perdido. T6- Tres cuartas partes de los insertos totales se han desgastado, roto o perdido. T8- La totalidad de los insertos se han desgastado, roto o perdido.

155

Sistema de rodamiento Se observa y estima el porcentaje de vida de rodamientos, gastada en el cono que presente el peor estado. B2- Una cuarta parte de vida gastada. B4- La mitad de la vida gastada. B6- Tres cuartas partes de la vida gastada. B8- Vida totalmente gastada MOLINOS Descripción Los molinos son herramientas de una sola pieza hecha de aleación de acero y una conexión piñón en la parte superior. Tiene orificios semejantes a la barrena de rodillos, regular o convencional y unas amplias estrías para desalojar el corte que efectúan, así como el retorno de los fluidos; estos orificios se adecuan al tipo de molienda que se vaya a realizar. En las caras y filos cortantes se les aplican pastillas de carburo de tungsteno, por lo tanto, se consideran como herramientas de fricción. Para obtener la máxima eficiencia de un molino, los cortes obtenidos deben ser expulsados del agujero mediante la circulación del fluido de control. Para la remoción de los cortes deberán seguirse las prácticas que a continuación se mencionan:

Molino Metal Muncher

Molino Piraña

156

Función Se utilizan para moler pedacearía de fierro depositada en el fondo del agujero como, conos de barrena, barras de pistola. También grandes cantidades de tubería de perforación y producción así como empacadores, retenedores, tapones de cemento e incluso hasta perforar agujeros abiertos donde las formaciones abrasivas deterioran la vida de las barrenas. Características y especificaciones Estas herramientas se presentan en diferentes tipos, siendo los más usuales: •

Molino de aletas, Metal Muncher. Este molino se utiliza para moler cemento, pedaceria de fierro conos de barrena, zapatas, así también para perforar de dos a tres metros en agujero abierto.

•

Molino cóncavo MCPS (Molino cóncavo de pastillas sólido), este molino es recomendable usarlo, cuando se este moliendo tubería y se requiera cambiar la boca del pez, ya que por su diseño al estar operando centra al pez logrando traer una huella definida en su cara de ataque.

•

Molino depredador o MDDPS (Molino depredador de pastillas sólido) o Piraña normalmente se utiliza en la molienda de grandes cantidades de tuberías de perforación y producción, ya que por su alta dureza y abrasividad permite mejor avance en materiales de alta dureza.

Especificaciones LONG. CUELLO DE PESCA D

DIÁMETRO CUELLO DE PESCA E*

DIÁMETRO EXTERIOR

ROSCA API REG.

LONG. TOTAL

A

B

C**

3 5/8” – 5 ½”

2 3/8”

21 ½”

10”

3 1/8”

5 ¾” – 6 ½”

3 ½”

22 ½”

10”

4 ¾”

1

* + - /64” SEGÚN NORMA API

** + - 3”

157

Operación •

Generalmente se recomienda operar los molinos arriba de 100 rpm donde se obtiene mayor avance en la operación. Hay excepciones como en los molinos cónicos (taper mill) cuya operación se recomienda con 75 rpm y en ocasiones hasta menos donde se obtiene mayor eficiencia.

•

Es recomendable aplicar en forma gradual el peso sobre el molino de una a dos tons (dependiendo el diámetro del molino) este peso debe ser aplicado en forma constante, para una mayor eficiencia en el avance del molino.

•

Al moler tuberías severamente corroídas es recomendable utilizar poco peso y altas rpm (evitando el desgajamiento de la tubería.)

•

Cuando se este operando sobre hule, es recomendable disminuir la presión de la bomba o parar el bombeo, así como también las rpm a un 50%, aumento el peso de 0.5 1 ton de 3 a 5 minutos, reinicie la operación en forma normal.

Recomendaciones •

Inspeccionar los sustitutos y otras herramientas auxiliares, asegurándose de que sean de paso completo o del diámetro interior adecuado. Las restricciones pueden causar problemas de volumen de fluido, disminuyendo el ritmo de remoción de los cortes.

•

Usar un fluido de control con una viscosidad mínima de 50-60 seg. marsh y una velocidad anular relativa mayor que la de asentamiento de los recortes.

•

Colocar una canasta colectora inmediatamente arriba de la herramienta que utilice para moler. Además le debe colocar un colector magnético en la caja de la temblorina o vibrador, con el fin de atrapar los recortes efectuados con el molino al retornar los fluidos de control.

•

En los casos que usted observe poca recuperación de recortes que desaloja en la circulación del fluido, puede deberse a que se tenga una baja velocidad en el espacio anular, por lo que inmediatamente deberá suspenderse la operación de molienda y analizar las causas posibles. 158

•

Cuando se tiene acumulación de chatarra en el fondo del pozo y el avance de la molienda no es satisfactoria, se hace necesario el uso de un bache de fluido bentonítico con viscosidad elevada, para efectuar un barrido de recortes, o también emplear como limpieza un bache de gelatina, y un desimantador (boreclear)

•

Los recortes ideales en una operación de molienda deben ser de unos treinta y dos de espesor por tres pulgadas de largo. Si se están obteniendo recortes de menor tamaño, y bajo ritmo de penetración es recomendable aumentar el peso sobre el molino.

•

Cuando se obtienen recortes en forma de escamas al estar operando en tuberías de bajo grado de acero, indica que el ritmo de penetración puede mejorarse disminuyendo el peso y revoluciones.

Martillo Hidromecánico De Doble Acción Descripción El martillo mecánico L – I. Fue diseñado para proporcionar un servicio efectivo y prolongado sin presentar muchos problemas durante su operación. Este construido con los siguientes componentes: a) Mandril De Carga

e) Secciones “j”

b) Vástago Pulido

f) Sistema Estabilizado

c) Mandril De Tensión

g) Mandril Ranurado De Tensión

d) Empaquetadura De ajuste

h) Tubo Sellador De Fondo i) Tubos De Torsión

Automático

Función Esta herramienta se utiliza en las sartas de pesca arriba del pescante, y arriba de la junta de seguridad Safety Joint. Funciona como percusor de doble acción efectuando golpes hacia arriba o abajo para destrabar tuberías, lastra barrenas y otros accesorios que se encuentran atrapados en el interior de los pozos. Esta herramienta también se utiliza en la sarta de perforación durante las etapas de riesgo, en las cuales puede ocurrir un atrapamiento de sarta. 159

Martillo Hidromecánico de doble acción

Junta De Seguridad Con Martillo Mecánico S / w DE N. L. Mención aparte se hace de esta junta de uso rudo, por lo practica y sencilla de operar comúnmente se utiliza en las operaciones de pesca en el área de perforación. Descripción La Junta de Seguridad con Martillo Integrado, es la combinación ideal contra las tuberías pegadas en el fondo del pozo. Esta tubería está diseñada para dar golpes sólidos hacia abajo, para despegar cualquier tubería que llegue a atorarse y esta acción de golpeo puede ser tan rápida, como rápido se pueda tensionar y soltar el peso de la tubería que se localiza en la parte superior de esta junta, ya que su mecanismo interno queda automáticamente preparado para ésta acción de golpeo. También puede ser utilizada como junta de seguridad de rápido desenganche, en caso necesario y se puede circular a través de ésta junta sin pérdida de fluido, pues su orificio interior en ningún momento restringe el paso del fluido, así como facilita el descenso de herramientas de cable.

160

JUNTA DE SEGURIDAD CON MARTILLO

Función En las operaciones de perforación modernas, esta junta se localiza entre los lastra barrenas y la tubería de perforación y es lo suficientemente fuerte para resistir toda vibración, rotación y tensión propias de la perforación a alta velocidad y gran profundidad. CAPITULO 8 FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN 8.1.- Circuito del sistema de circulación

3 4

1 5 9

2

1.- DENTRO DEL TUBO UBO VERTICAL. 2.DEtubo LA MANGUERA. 1.- DENTRO Dentro del vertical. 3.TRAVES LA UNION GIRATORIA. 2.- ADentro deDE la manguera. 4.DElaLA FLECHA. 3.- AATRAVES través de unión giratoria. 5.DENTRO DE LA SARTA. 4.- A través de la flecha. 6.DElaLOS LASTRABARRENAS. 5.- DENTRO Dentro de sarta. 7.SALIDA DE BARRENAS O MOLINOS. 6.- Dentro de los lastrabarrenas. 8.DE LASTRABARRENAS. 7.- EXTERIOR Salida de barrena o molino. 9.SARTA DE TRABAJO. 8.- EXTERIOR Exterior deDE lastrabarrenas. 9.- Exterior de sarta de trabajo

6

8 7

161

8.2.- Funciones y medidas de los parámetros de los fluidos de perforación. Fluidos de perforación Concepto básico Los fluidos de perforación comúnmente llamados lodos de perforación, consisten en una mezcla de sólidos y líquidos con propiedades físicas y químicas determinadas. Funciones de los fluidos de perforación •

Ejercer una presión hidrostática para contrarrestar la presión de formación

•

Acarreo de recortes a la superficie

•

Suspensión de recortes al detenerse la circulación

•

Enfriamiento y lubricación de la barrena

•

Formación de enjarre par evitar derrumbes

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE CONTROL Densidad Densidad es la masa de un material con relación al volumen que ocupa Densidad =

Masa Volumen

D=

Densidad (D) = gr/cm3, lb/gal, lb/pie3. Masa (M) = gr, kg, lb. Volúmen (V) = cm3, pg3, pie3.

162

M V

Ejemplo: Conforme a este concepto ¿Quien tiene mayor densidad: el agua o el aceite? Cinco centímetros cúbicos de agua pesan cinco gramos

5 cm³ D=M= V

5 gr = 1 gr /cm³ 5 cm³

Agua

Cinco centímetros cúbicos de aceite pesan 4.10 gramos

D = M = 4.10 gr = 0.82 gr/cm³ V 5 cm³

5 cm³ Aceite

Respuesta: El agua tiene mayor densidad que el aceite 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 par 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 esta el deposito 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 destilada dando una lectura de 1 gr / cm³ = 8.33lb/ galón. Si no existe nivelación con este valor deberá ajustarse su tornillo o bien, con sus balines si es de este tipo.

163

Las lecturas de las graduaciones en ambas caras de la balanza serán en gr/cm³, lb/gal, lb/pie³ y lb/pg²/ 1000 pies. El procedimiento para determinar la densidad de un fluido es como sigue: 1.-

Colocar la base sobre una superficie firme nivelada.

2.-

Llene la copa con el fluido que se va a pesar.

3.-

Coloque la tapa girándola permitiendo salir fluido por el orificio central de la tapa.

4.-

Presionando con el dedo a la tapa del recipiente para el lodo, lavar y con una franela secar el exceso de agua.

5.-

Colocar la balanza sobre su soporte correr al pilón par lograr su nivelación hasta centrar la burbuja del nivel.

6.-

Leer sobre la escala la densidad del lodo.

7.-

Registrar la densidad del lodo.

8.-

Eliminar el lodo de la copa después de su uso, lavarla y secarla.

Balanza tradicional para el lodo

Viscosidad Descripción del concepto.- Imagine que los líquidos están formados por partículas que como pequeños balines ruedan unos sobre otros. En algunas sustancias estos balines se desplazan unos sobre otros con gran facilidad y en otras con dificultad. 164

Vea por ejemplo como la miel fluye con mayor dificultad que el agua. A esta resistencia o dificultad para fluir se le da el nombre de viscosidad. Medida de viscosidad.- La viscosidad se mide en segundos March, que es el tiempo que un litro de sustancia tarda en fluir, sujeto a determinadas condiciones. Para determinar la viscosidad del lodo en el campo se utiliza el embudo March. Descripción del embudo •

En la parte inferior, interiormente, tiene un casquillo de bronce o latón con diámetro calibrado de 3/16 pg por 2 pg de longitud.

•

El diámetro de la parte superior es de 6 pg.

•

Su longitud total es de 12 pg.

•

Su capacidad hasta el ras de la malla, es de 1,500 cm³ (1.5 litros)

•

Cubriendo la mitad de la boca y fija a ¾ pg del borde, tiene una malla con abertura de 1/16 (malla 12)

Embudo y pocillo March

El complemento del embudo es un vaso (posillo) que tiene grabadas en su interior dos escalas de lectura; una con capacidad de 1,000 cm³ (1 litro) y la otra con capacidad de 32 onzas.

165

Procedimiento para medir la viscosidad •

Coloque el embudo en forma vertical y tape el orificio inferior con un dedo.

•

Vierta una muestra de fluido a través de la malla coladora hasta el ras de ésta, esto evitará que pasen recortes a su interior y puedan obstruir la salida.

•

Con el pocillo graduado abajo del embudo, a una distancia aproximada de 4 pulg. uno de otro, y de tal forma que se vean las escalas, retire el dedo del orificio.

•

Con cronometro o reloj verifique los segundos que tarda en llenarse el pocillo hasta el valor de 1,000 cm³ (1 litro)

•

Reporte en segundos el tiempo que tarda en escurrir un litro de fluido; esa será la medida de su viscosidad en segundos march.

Circuito hidráulico de circulación El ciclo del lodo de perforación se muestra en el siguiente esquema: Presa de tratamientos

1

Presa de succión

Zaranda Temblorina

2 7 Interior de la Sarta

Línea de Flote

3 6

Espacio Anular

5 4

Barrena

8.3.- Tipos de fluidos Fluidos de perforación En cada etapa de perforación del pozo, la selección del lodo que se utilizará, tiene como antecedentes el pronostico de las condiciones que se encontrarán antes, como durante la perforación de las formaciones que serán atravesadas; las zonas

166

previstas con reopresiones; los problemas de estabilidad de las paredes del agujero; los costos que serán erogados por este concepto y los cuidados al medio ambiente. Todos ellos intervienen en la toma de decisión, en el proceso de selección. A continuación se describe su clasificación general, sin que se pretenda alternar la importancia de cada uno en función de cuando y en dónde vaya a ser utilizada. 1.1 Espumas 1.2 Salmueras 1 Fluidos Base Agua

a. Sódicas b. Cálcicas c. Polímeros y Densificantes

1.3 Bentoniticos 1.4 Cromolignosulfonato

Clasificación de los Fluidos de perforación

1.5 Tratados de calcio 1.6 Agua dulce 2. Fluidos Base Aceite

2.1 Emulsión Inversa 2,2 Fluidos de Baja Densidad

3. Fluidos Sintéticos Con Polímetros 4. Aire y Espuma

Fluidos Base Agua El agua dulce Las salmueras: son compuestos de productos químicos que no se separan del agua, auque ésta quedara estática por un tiempo prolongado. Estas soluciones salinas se mezclan con facilidad, no existe el peligro de incendio o explosión. Sin embargo en algunos lugares puede constituir un riesgo para el entorno ecológico. Las emulsiones: Son fluidos cuya fase continua es el Agua y la discontinua o emulsificante es el aceite. Los lodos: formados por una suspensión de lodos, como las arcillas, la barita y los ripios de la formación en cualquiera de los líquidos anteriores. En ocasiones se 167

les agregan ciertas sustancias químicas según se requiera para mejorar o modificar las propiedades generales. Fluidos base aceite y/o Emulsión Inversa. El diesel es su componente principal y como máximo debe contener menos del 10% de agua emulsionada en una composición general. Deberán tenerse los equipos adecuados para extinguir fuegos y en lugares de fácil acceso. Emulsiones Inversa: en estos lodos el aceite es la fase continua y el agua dulce o salada es la fase discontinua. En su composición el contenido es mayor al 10% y su estabilidad dependerá de uno o más de los siguiente componente; agentes de suspensión, agentes humectantes y emulsificantes, agentes de control de filtración, reductores de viscosidad, cantidad y tipo de material sólidos para aumentar su densidad. Fluidos Sintéticos con polímeros. Estos lodos incorporan químicos generalmente de cadena larga de alto peso molecular, son efectivas en la floculación del lodo, incrementando viscosidad, reduciendo pérdidas de filtrado y estabilizando la formación. Son fluidos preparados con polímeros orgánicos de fase continua como los esteres, los éteres, las poliaolefinas, los glicoles. Estos fluidos se diseñaron como una alternativa para mejorar los lodos de aceites y aceite mineral con la finalidad de superar el impacto negativo en el entorno ecológico de los fluidos tradicionales de emulsión inversa. 8.4.- Función y manejo de los materiales químicos. Los materiales empleados en la preparación de los fluidos de control, se dividen conforme a las propiedades que dan o proporcionan al ser mezclados con éstos. Conforme a esta característica los materiales se dividen en los nueve grupos siguientes. 168

•

Viscosificante.

•

Densificante.

•

Dispersante.

•

Precipitantes del Ion calcio.

•

Alcalinizantes.

•

Antiespumantes.

•

Inhibidores de corrosión.

•

Emulsificantes.

Materiales Viscosificantes. Son arcillas coloidales o polímeros que al ser mezclados con fluidos base agua, proporcionan a éstos mayor grado de viscosidad. En

el

cuadro

adjunto

encontrarás

agrupados

los

cinco

principales

Viscosificantes que se utilizan en la preparación de los fluidos de control. Estudiaremos las características de cada uno de ellos así como las cantidades y proporciones que de ordinario se utilicen. •

Bentonita.

•

Atapulguita.

•

Kelzan XDC.

•

Politex HT.

•

Biozan.

POLÍMEROS

Bentonita Característica: Es un material plástico coloidal que imparte viscosidad controla el filtrado y proporciona poder de suspensión. 169

Se emplea en la preparación de fluidos Bentoniticos. Su densidad relativa es igual a 2.5. Cantidad a utilizar: de 70 a 100 Kg/m³. Proporciona una densidad de 1.04 a 1.08 gr/cm³ y una viscosidad Marsh de 40 a 50 segundos. Atapulguita Características: Es un material coloidal cálcico. Se emplea en la preparación de salmueras con concentraciones mayores de 35,000 ppm impartiendo viscosidad y poder de suspensión. Cantidad a utilizar: De 50 a 70 Kg/m³. Proporciona viscosidad de 35 a 45 seg. Marsh. Kelzan XCD Características: Es un polímetro de fácil solución en agua dulce o salada. Imparte viscosidad y poder de suspensión al agregarse a las salmueras. Cantidad a utilizar: De 105 a 3 Kg/m³. Proporciona viscosidad Marsh de 32 a 80 segundos. Politex-HT Características: Es un polímetro que se emplea en fluidos de agua dulce o salada. Actúa como reductor de filtrado e imparte viscosidad ligera. Nota: Este material se combina con el Kelzan XCD. Cantidad a utilizar: De 7 a 15 Kg/m³. Proporciona viscosidad ligera, controla mejor el filtrado. Biozan

170

Características: Es al igual que el Kelzan XCD un polímetro que se emplea en fluidos de agua dulce o salada, imparte viscosidad y poder de suspensión, soporta temperatura arriba de 100º C.

Materiales Densificantes Son materiales inertes o productos químicos que al ser utilizados en fluidos de control base agua dulce o salada, sirven para aumentar su densidad. En el siguiente cuadro encontrará agrupados los cuatro materiales densificantes que de ordinario se utilizan. •

Barita.

•

Carbonato de Calcio.

•

Cloruro de Sodio.

•

Cloruro de Calcio.

Barita Es un sulfato de Bario que se emplea en la preparación de fluidos Bentoniticos y emulsionados. Su densidad relativa es de 4.25. Cantidad a utilizar: Adicionar 150Km/m³ para aumentar la densidad 1 décimo de gramo por centímetro cúbico (0.1gr/cm³). Densidad que proporciona: Dependiendo de la calidad e impureza del material, proporciona densidad hasta de 2.20gr/cm³. Carbonato de Calcio Material que se emplea en fluidos de agua dulce o salada. Es ideal para aumentar el peso de los fluidos por ser soluble al ácido clorhídrico y no dañar la formación con invasión de sólidos, su densidad relativa es de 2.7. 171

Cantidad a utilizar: Adicionar 200Kg/m³ para aumentar la densidad un décimo de gramo por centímetro cúbico (0.1 gr/cm³). Densidad que proporciona: Hasta 1.40gr/cm³.

Cloruro de Sodio Sal común que se presenta en grano o molido fino, se utiliza en la preparación de salmueras sódicas. Su densidad relativa es de 2.16. Cantidad a utilizar: Las cantidades dependerán del volumen y la densidad a lograr, para determinarlos es necesario consultar la tabla correspondiente. Densidad que proporciona: Desde 1.02 a 1.19 gr/cm³. Cloruro de Calcio Es una sal de calcio altamente soluble en agua que se presenta en forma de cristales u hojuelas. Se emplea para preparar salmueras cálcicas. Su densidad relativa es de 1.96. Cantidad a utilizar: Las cantidades dependerán de la densidad que se pretenda dar al fluido. Las proporciones serán conforme a la tabla correspondiente. Densidad que proporciona: De 1.01 a 1.39 gr/cm³. Precipitantes del Ion Calcio Sirven como su nombre lo indica para precipitar o anular la acción del calcio contenido en el fluido. Son tres los que principalmente se usan y se presentan comercialmente en polvo blanco. Carbonato de Sodio: Se agrega para precipitar el calcio que pueda existir. También se conoce como soda Ash o Ceniza Ligera. 172

Cantidad a utiliza: De 1 a 5 Kg/m³. Bicarbonato de Sodio: Se agrega para tratar el calcio en fluidos de alto pH. Cantidad a utilizar: De 3 a 5 Kg/m³. Pirofosfato Ácido de sodio: Este precipitante del Ion de calcio, por ser más ácido que el anterior, se utiliza para reducir el pH cuando se requiere. También es reductor de viscosidad y de gelatinosidad. Alcalinizantes Se emplean para alcalinizar, es decir, para aumentar el pH de algunos fluidos base agua, (recuerde o repase la escala 1-14 para medir el potencial hidrógeno descrito en el capitulo ll). El principal alcalinizante que se usa en el campo es: Sosa Cáustica: (hidróxido de sodio). Es un producto químico cuya presentación es en esferas de color blanco, escamas o en estado líquido. Se emplea en fluidos base para aumentar el pH. También para solubilizar algunos dispersantes y contrarrestar la acción en las salmueras. 8.5.- Tipos de eliminadores de sólidos. De acuerdo al diagrama anexo, la cantidad y distribución de los diferentes equipos propuesto es suficiente para intervenir cada una de las etapas en cada uno de los pozos. 1.- Triple tandem. Equipo utilizado como primer frente de separación. Equipo utilizado para eliminar recortes de mayor tamaño, arcillas reactivas y grabas. 2, 3, Tres (3) vibradores (capacidad de 1,500 GPM) alto impacto para gastos superiores a 1,000 GPM. Estos actuaran como un segundo frente de eliminación, de sólidos perforados, eliminando partículas de 56 micrones en adelante, se utiliza la 173

canasta de alto impacto de limpia lodos como un cuarto o tercer vibrador en casos de emergencia y/o contingencias.

Vibradores de alto impacto capacidad 1,500 (GPM)

Limpiador de lodo: Modelo. Consta de un desarenador compuesto de dos conos de 12” y un desarcillador dotado de 16 conos de 4” con capacidad total de manejo de 1000 GPM. La descarga pesada de los conos cae a un vibrador de alto impacto, el cual puede finalmente remover partículas desde 44 micrones en adelante. En las etapas finales de perforación, debido a la gran cantidad de finos existentes en el lodo por efectos de degradación no es recomendable el uso de este equipo, ya que aparte de existir un alto grado de partición de partículas por abrasión tanto en las bombas como en los conos. Un porcentaje separado en los hidrociclones cae a la malla del vibrador y retorna al fluido de perforación debido a la diferencia de corte de partículas (24 en conos y 44 en malla 325). En caso que se use mallas mas cerradas existe una mayor pérdida de material de lodo (barita) y fluido de impregnación. En estas etapas se recomienda el uso de las centrífugas en serie para recuperar el material pesante y limpiar continuamente el fluido del material ultra fino, lo cual evita una degradación continua de partículas teniendo muchas veces que desechar o cambiar el fluido.

174

8.6.- Separador gas lodo y desgasificador. 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

Separador gas lodo

La figura muestra uno de los separadores de gas lodo más usuales. Esta constituido básicamente por un cuerpo cilíndrico vertical provisto en sumarte 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. La corriente de la mezcla gas-lodo entra lentamente 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.

175

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.

Características de diseño. Para el cuerpo cilíndrico de acero, se emplean tubos con diámetro que van desde 14 hasta 30 pulg. 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 pulg. para la salida del gas es recomendable que sea por lo menos 2 pulg. mayor que la entrada que enviado ala quemador o que descargue a la 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. Desgasificador de lodo. Este accesorio está instalado en el área de presas, de tal manera que puede 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 par 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: •

Remueven y eliminan el gas o aire del lodo en un alto porcentaje

•

Facilita determinar la densidad efectiva en el lodo.

•

Permite un control adecuado de altas viscosidades y fuerzas gelatinosas presentes en un lodo cortado por gas. 176

•

Restablece a las condicione originales el fluido de perforación, sin tener que agregar material químico. 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.

Desgasificador gas lodo

8.7.- Fluidos para terminación de pozos

1.- BASE DE AGUA FLUIDOS DE CONTROL

1.1.- Espumas 1.2.- Salmuera a) Sódico b) Cálcicas c) Con polímeros y densificantes 1.3.- Fluido Bentonítico 1.4.- Fluido Ben-Pol-At 1.5.- Fluido Cromolignosulfonato emulsionado (CLSE) 1.6.- Agua Dulce 1.1.- Fluido Base Aceite (emulsión inversa)

2.- BASE DE ACEITE177 1.2.- Fluido Baja Densidad (emulsión directa)

Fluidos base-agua Un fluido de control es una suspensión de sólidos, líquidos o gases en un líquido que se emplea en los campos petroleros para cumplir ciertas funciones específicas. El uso de fluidos de control base-agua, por su bajo costo en la preparación, manejo y mantenimiento son los comúnmente usados; debiéndose extremar cuidados en aquellos que utilizan base-agua dulce ya que la pérdida de esta, dañara el yacimiento. Espumas Las espumas son una combinación de agua, un agente espumante y un gas sometidos a presión. Obteniéndose densidades de 0.10gr/cm³ hasta 0.96gr/cm³. Aplicaciones •

Desarenamientos de pozos.

•

Desengravados de aparejos con cedazos.

•

Desplazamiento de fluidos

•

Limpieza de pozos (algunas veces utilizando tubería flexible).

•

Operación de disparos con tuberías represionadas.

Salmueras La utilización de salmueras en trabajos de pozos depresionados será únicamente con la finalidad de limpiarlos. Son soluciones de sales con agua.

178

Estos fluidos causan menos daño a las formaciones productoras. Su uso en las operaciones de terminación y reparación de pozos es para el control y limpia de los mismos. Pueden prepararse como: •

Salmueras sódicas y cálcicas sin Sólidos en suspensión.

•

Salmueras sódicas y calcinas combinadas con sólidos en suspensión que son solubles con ácido clorhídrico.

Salmueras Sódicas Es una solución formada por agua dulce y sal en grano (cloruro de sodio) su densidad máxima es de 1.19 gr/cm³. Aplicaciones: •

Se utilizan siempre como fluidos de control

•

Permiten fácilmente la introducción de aparejos de bombeo neumático por que estos fluidos no tienen sólidos en suspensión.

Salmuera Cálcica Es una solución de Cloruro de Calcio en agua, su densidad máxima es de 1.39 gr/cm³. Aplicaciones: Control y limpieza de pozos especialmente si se mezcla con una arcilla cálcica (atapulguita) para darle viscosidad. Salmueras con polímetros y densificantes

179

Son soluciones con sales a las que se agregan polímetros para dar viscosidad y gelatinosidad al fluido, así como, densificantes para incrementar el valor de su densidad. Aplicaciones: Se utilizan en el control y la limpieza de pozos

8.8.- calculo de volumen en presas y en el pozo Calculo de volumen en presas Por lo regular en la mayoría de los equipos de perforación y mantenimiento a pozos las presas de trabajo son de 40 m³ cada una, Calcule usted el volumen disponible en las presas de trabajo 2 y 3 con las siguientes medidas.

A= 2.00 m H= 1.70 L= 11 m Presas de trabajo

Formula V = L x H x A = Donde: V = Volumen L = Largo H = Alto A = Ancho Volumen de lodo en presas =

V = 11 x 1.70 x 2.00 = 37.4 m³ 180

37.4 m³ x 2 = 74.8 m³ Calculo de volumen en el pozo En el ejercicio anterior se calculo el volumen en las presas de trabajo, en este ejercicio actual conoceremos el volumen de lodo en el pozo: Volumen de lodo en lt/m

V = D² x 0.5067

Donde: V = Volumen de lodo en lt/m D² = Diámetro del agujero al cuadrado 0.5067 = Constante ó Factor

Ejemplo: V = 26² x .5067 = V = 676 x .5067 = 342.5 lt/m Volumen total en el agujero = 342.5 x 1,000 = 342,500 lt 26” a 1,000 m

CAPITULO 9 HIDRÁULICA BÁSICA 9.1.- Partes y mantenimiento de bombas de lodo.

181

Bomba de lodo de Perforación

Bomba de lodo de Matto

Las bombas de lodo que se utilizan en la perforación petrolera y en mantenimiento a pozo deberán de tener la suficiente Energía y capacidad par acarrear los ripios que corta la barrena del fondo del pozo a la superficie. Las de la figura anterior son las más usuales.

Partes para bomba

Mantenimiento a bombas de lodo Las bombas de embolo o reciprocantes son unidades que se utilizan para el bombeo del fluido de control al pozo. Descripción 182

Con la finalidad de alcanzar la presión y el volumen deseados, las bombas de dos o tres pistones pueden operarse con diferentes diámetros de camisa, utilizando en una misma bomba camisas de mayor diámetro, se obtiene un volumen grande y baja presión; de lo contrario con camisas de menor diámetro se logra menor volumen y alta presión. En ambos casos a las mismas revoluciones por minuto Las bombas reciprocantes cuentan con una parte mecánica y una hidráulica.

Parte mecánica Se compone básicamente de una caja de engranes en donde se encuentra alojada la flecha con el pistón, el cigüeñal, las bielas, crucetas, deflectores, rodamientos, sellos y el volante instalado en la parte exterior de la caja de engranes. Parte hidráulica Esta compuesta de un cuerpo que aloja las camisas debidamente empacadas, pistones del diámetro de las camisas accionadas por vástagos, asientos, válvulas, resortes, tapas bridadas y roscadas, y prensaestopas. Las partes mecánica e hidráulica montadas sobre una misma base o patín, están unidas entre si por medio de birlos con sus tuercas. Entre las unidades de la misma marca y modelo se pueden efectuar cambios de piezas por ser comunes.

183

Corte longitudinal de una bomba resiprocante de embolo

Vástago y pistón de bomba triplex de acción sencilla

Camisa y empaquetadura con modulo de bomba triplex

184

La polea o Catarina instalada en el exterior de la

parte mecánica esta

acoplada mediante bandas o cadenas de rodillos a la unidad de embrague, caja de transferencia o convertidor de torsión accionado por el motor eléctrico o de combustión interna. Con la polea o Catarina se le da movimiento a la flecha de entrada la cual mueve al piñón. Este a su vez acciona el embrague que se encuentra acoplado al cigüeñal. El cigüeñal mueve las bielas y, mediante las crucetas, trasmite el movimiento al los vástagos que accionan los pistones.

De esta manera se obtiene el volumen y presión deseados con regulación de las revoluciones por minuto (rpm). Recomendaciones 1.-

Calibre la válvula de seguridad de acuerdo con la presión que debe operar la bomba.

2.-

Verifique que cuando opere la bomba se lubriquen constantemente los vástagos.

3.-

Revise y mantenga a nivel el aceite de transmisión en la caja de engranes.

4.-

no instale ningún tipo de válvula de cierre entre la válvula de seguridad y el múltiple.

5.-

Conecte directamente la tubería de descarga de la válvula de seguridad a la presa de lodo y ánclela.

6.-

Precargue el amortiguador antes de arrancar la bomba. Solo utilice nitrógeno o aire no cargue con oxigeno.

7.-

No embrague la bomba cuando el motor trabaje a velocidad alta.

8.-

Válvula de seguridad Si escucha severo golpeteo del fluido, no opere la bomba durante mucho

tiempo (púrguela). Descarga de la bomba

Cámara de pulsaciones

Como medida de seguridad, la línea de descarga debe llevar amarrada una cadena a la línea de la válvula de seguridad.

ESTA CÁMARA DEBE DE LLEVAR UNA PRECARGA DE 1,200 lb/pg² o 84 kg/cm² de N2 (Nitrógeno).

185

Cámara de pulsaciones, válvula de seguridad y línea De descarga de bomba triplex

9.2.- Calculo del tiempo de atraso y de un ciclo completo del fluido de perforación. Cálculo del gasto en litros por minuto en una bomba triple de simple acción, considerando un 90% de eficiencia. Q = 0.0386 x L x D² = lts / emb. Q = 0.0102 x L x D² = gal / emb. Donde: Q = Capacidad de la bomba (lts / emb. o gal / emb). 0.0386 = Constante o factor 0.0102 = Constante o facto L = Longitud de la carrera (Pg). D² = Diámetro de la camisa (Pg). Ejemplo: Bomba Triples 6 ½” x 12” Operando con 100 emb/min. Q = 0.0386 x 12 x 6.5² = 19.57 lts / emb x .90% = 17.61 l / emb. Q = 0.0102 x 12 x 6.5² = 5.17 gal / emb x 90% = 4.65 gal/ emb. 186

Gasto de la bomba: Gasto = Litros x Embolada x Emboladas por minuto. Gasto = 17.61 lts / min. Gasto = 17.61 x 100 = 1761 l/min. Calculo de un tiempo de atraso y de un ciclo del fluido de perforación Volumen: Es la porción de espacio ocupada por un cuerpo.

Ejemplo: Calcular el volumen anular y el volumen en el interior de la TP de de 5” 19.5 l/p diámetro interior de 4.276 pg en un agujero de 12 pg a 1500 m. VA = (D² - d²) x 0.5067 = l/m Donde: VA = Volumen Anular D²

= Diámetro mayor al cuadrado (barrena)

d²

= Diámetro menor al cuadrado (tubería de Perforación)

0.5067 = Constante o factor VA = (12² - 5²) x 0.5067 VA = (144 – 25) x 0.5067 = 60.29 l/m VA = 60.29 x 1,500 = 90,435 litros Calcular el volumen en el interior de la TP de 5” 19.5 l/p Diámetro interior de 4.276pg. Vtp = (D²) x 0.5067 Donde: Vtp

= Volumen en el interior de la Tubería de perforación 187

D²

= Diámetro mayor al cuadrado (Barrena)

0.5067 = Factor o constante Vtp = (4.276²) x 0.5067 = Vtp = (18.284) x 0.5067 = 9.26 lts/m Volumen total en el interior de la T.P. = 9.26 x 1500 = 13,890 litros Volumen total en el agujero = 90,435 + 13,890 = 104,325 litros. Tiempo de atraso El tiempo de atraso es la duración de los fenómenos (Del Latín Tempus), y en la perforación petrolera es el tiempo que se tardan los recortes o ripios que corta la barrena en llegar a la superficie, de acuerdo al caudal de fluido bombeado en litros por minuto. Trabajando con los ejemplos anteriores, que tiempo tardan los ripios en llegar a la superficie. Ta= VA = min. Q Donde: Ta = Tiempo de atraso VA = Volumen Anular Q = Gasto de la bomba en litros por minuto Ta =

90,435 = 51.3 minutos 1,761

Ciclo: Es el tiempo que dura el fluido de perforación en retornar o dar la vuelta. 188

Tiempo = VTA Q Donde: VTA = Volumen total del agujero en litros. Q

= Gasto de la bomba en litros por minuto.

Tiempo =

90,435 + 13,890 1,761

= 59.2 minutos

9.3.- Concepto de velocidad anular. Velocidad Anular: Es el claro que queda comprendido entre el interior del agujero o tubería de revestimiento y el diámetro exterior de la tubería de perforación o producción. Este espacio es por donde regresan los fluidos del fondo del pozo hacia la superficie a trabes de la línea de descarga (línea de flote) localizada arriba del conjunto de preventores y sirve de conducto para que los fluidos regresen hacia las presas. Va= 24.5 x Q = pies /min. D² - d² Donde: Va

= Velocidad anular en pies por minuto

24.5 = Constante o factor Q

= Gasto de la bomba en galones por minuto

D²

= Diámetro del agujero o Tubería de revestimiento

d²

= Diámetro de la tubería de trabajo

Ejemplo: El pozo tiene un agujero de 8.5 pg a 1,500 m y una tubería de trabajo de 4.5 pg (4½”) 189

Calcule la velocidad Anular con un gasto de 340 GPM (galones por minuto). Va = =

Va =

24.5 X 340

24.5 x 340

8.5² - 4.5 ²

8.5² - 4.5 ²

24.5 x 340

= 72.25 - 20.25

8330 52.00

= 160 pies/ min.

160 = 48.7 mts/min. 3.28 BIBLIOGRAFIA •

Prácticas recomendadas de instituto americano del petróleo (A.P.I.) API-RP-53.- Prevención de brotes en los sistemas y equipos para la perforación de pozos API-RP-59.- criterios en las pruebas de conexiones superficiales. API-64.- Especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento. API-RP-16E y MMS (reglamento para el servicio para manejo de materiales) API-RP-49.- Como trabajar en presencia de H2S en los pozos de perforación.

•

A.S.T.M.- sociedad americana de prueba de materiales.

•

N.L.G.I.- Instituto nacional de grasas y lubricantes.

•

Manual del ingeniero químico, Perry. Sexta edición. Tomo I 190

191