-
SISTEMAS BASICOS DEL EQUIPO DE PERFORACION
DIEGO SEBASTIN MARTNEZ DAZ
ING. ALFREDO JAVIER GARVIZU NOGALES
INSTIPETROL
INTRODUCCION AL PETROLEO
VILLAVICENCIO-META
2013
-
La perforacin rotatoria se utiliz por primera vez en 1901, en el
campo de
Spindletop cerca de Beaumont, Texas, descubierto por el capitn
Anthony F.
Lucas, pionero de la industria como explorador y sobresaliente
ingeniero de minas
y de petrleos. Este nuevo mtodo de perforar trajo innovaciones
que difieren
radicalmente del sistema de perforacin a percusin, que por
tantos aos haba
servido a la industria. El nuevo equipo de perforacin fue
recibido con cierto recelo
por las viejas cuadrillas de perforacin a percusin. Pero a la
larga se impuso y,
hasta hoy, no obstante los adelantos en sus componentes y nuevas
tcnicas de
perforacin, el principio bsico de su funcionamiento es el
mismo.
LOS SISTEMAS MS IMPORTANTES EN UN EQUIPO DE PERFORACIN
SON:
1. Sistema De Levantamiento
2. Sistema De Rotacin
3. Sistema De Circulacin
4. Sistema De Potencia
5. Sistema De Seguridad
-
SITEMA DE LEVANTAMIENTO
Su finalidad es proveer un medio para bajar o levantar sartas de
perforacin o de
revestimiento y otros equipos de subsuelo. Los componentes del
sistema de
levantamiento se dividen en componentes estructurales y equipos
y accesorios.
Dentro de los compontes estructurales se encuentran: Cabria,
subestructura,
bloque corona, Encuelladero y planchada. Dentro de los equipos y
accesorios del
sistema de levantamiento tenemos: malacate, bloque viajero,
gancho, elevadores,
cable de perforacin (guaya), llaves de potencia y cuas.
Proporciona tanto el equipo necesario, como las reas de
trabajo.
-
1) La estructura soportante
2) El equipo para el izaje o levantamiento de cargas
Los principales componentes son:
Malacate: Ubicado entre las dos patas traseras de la cabria,
sirve de centro de
distribucin de potencia para el sistema de izaje y el sistema
rotatorio.
Cable o lnea de Perforacin: El cable de perforacin, que se
devana y
desenrolla del carrete del malacate, enlaza los otros
componentes del sistema de
izaje como son el cuadernal de poleas fijas ubicado en la
cornisa de la cabria y el
cuadernal del bloque viajero.
La cabria de perforacin: Se fabrican varios tipos de cabrias,
porttil y
autopropulsada, montadas en un vehculo adecuado; telescpicas o
trpodes que
sirven para la perforacin, para el reacondicionamiento o
limpieza de pozos.
Bloque de Corona: Es un ensamblaje de poleas montado sobre vigas
en el tope
del taladro.
Encuelladero: Es la plataforma de trabajo del encuellador desde
donde organiza
la tubera de perforacin, su altura depende del nmero de tubos
conectados que
se manejen en el taladro, por lo general tres (90 pies)
TORRE DE PERFORACIN
SUB-ESTRUTURA
PISO DEL EQUIPO
-
Bloque viajero: Es un arreglo de poleas a travs del cual el
cable de perforacin
es manejado y sube o baja en la torre.
Dog house: Es un pequeo cuarto ubicado en el piso del taladro,
usado cmo
oficina del perforador y cmo almacn para herramienta
pequeas.
Rampa: Rampa angular que sirve para arrastrar y subir la tubera
y herramientas
hasta la plataforma y la mesa rotaria.
SISTEMA DE ROTACION
Es el sistema de proporcionar la rotacin necesaria a la sarta
para que la mecha
pueda penetrar la corteza terrestre hasta las profundidades
donde se encuentran
los yacimientos. Este sistema lo conforman: El ensamblaje
rotatorio que puede ser
convencional o top drive, la sarta de perforacin y las mechas de
perforacin.
Tiene 3 Sub-Componentes Mayores:
1. Ensamblaje de mesa rotaria o top drive
2. La sarta de perforacin
3. La barrena
-
1)
La mesa rotatoria o colisa: La colisa va instalada en el centro
del piso de la
cabria. Descansa sobre una base muy fuerte, constituida por
vigas de acero que
conforman el armazn del piso, reforzado con puntales
adicionales.
La junta giratoria: La junta giratoria tiene tres puntos
importantes de contacto con
tres de los sistemas componentes del taladro. Por medio de su
asa, cuelga del
gancho del bloque viajero. Por medio del tubo conector
encorvado, que lleva en su
parte superior, se une a la manguera del fluido de perforacin, y
por medio del
tubo conector que se proyecta de su base se enrosca a la junta
kelly.
La junta kelly: Generalmente tiene configuracin cuadrada,
hexagonal, o redonda
y acanalada, y su longitud puede ser de 12, 14 16,5 metros. Su
dimetro
nominal tiene rangos que van de 6 cm hasta 15 cm, y dimetro
interno de 4 cm a 9
cm. El peso de esta junta vara de 395 kg a 1,6 toneladas.
2)
La sarta de perforacin: Es una columna de tubos de acero, de
fabricacin y
especificaciones especiales, en cuyo extremo inferior va
enroscada la sarta de
lastrabarrena y en el extremo de sta est enroscada la barrena,
pieza tambin de
fabricacin y especificaciones especiales, que corta los estratos
geolgicos para
hacer el hoyo que llegar al yacimiento petrolfero.
3)
La barrena de perforacin: Cada barrena tiene un dimetro
especfico que
determina la apertura del hoyo que se intente hacer.
La tubera lastrabarrena: Durante los comienzos de la perforacin
rotatoria, para
conectar la barrena a la sarta de perforacin se usaba una unin
corta, de
dimetro externo mucho menor, naturalmente, que el de la barrena,
pero algo
mayor que el de la sarta de perforacin.
-
SISTEMA CIRCULACIONES
Este sistema es el encargado de mover el fluido de perforacin en
un circuito
cerrado de circulacin, succionndolo de los tanques activos y
envindolo por
medio de las lneas de descarga hacia la cabria, y pasando luego
a travs de las
conexiones superficiales, de la sarta de perforacin, de las
boquillas de la mecha y
de los espacios anulares hasta retornar nuevamente a los tanques
activos, pasado
por los equipos separadores de slidos. Sistema de circulacin
son: El fluido de
perforacin, tanques activos, bombas de lodo, conexiones
superficiales, sarta de
perforacin, espacios anulares, lnea de retorno y equipos
separadores de slidos.
Los 4 componentes principales de un sistema circulante
1. El fluido de perforacin
2. El rea de preparacin y almacenaje
3. El equipo para bombeo y circulacin de fluidos
4. El equipo y rea para el acondicionamiento
-
Las bombas de circulacin: La funcin principal de la(s) bomba(s)
de circulacin
es mandar determinado volumen del fluido a determinada presin,
hasta el fondo
del hoyo, va el circuito descendente formado por la tubera de
descarga de la
bomba, el tubo de paral, la manguera, la junta rotatoria, la
junta kelly, la sarta de
perforacin (compuesta por la tubera de perforacin y la sarta
lastrabarrena) y la
barrena para ascender a la superficie por el espacio anular
creado por la pared del
hoyo y el permetro exterior de la sarta de perforacin.
Bomba de Lodos Tipo Triplex: La bomba de lodos se considera EL
CORAZN
del Sistema Circulante.
Temblorina (Zaranda): Es el limpiador primario del lodo. Remueve
los ripios de
perforacin de mayor tamao transportados en el lodo retenindolas
en mallas
vibratorias.
Desarenador / Desarcillador: Remueve las partculas ms finas Por
fuerza
centrfuga cuando se hace pasar el lodo a travs de Hidrociclones
(sistema de
conos interconectados con entrada lateral de flujo y descarga de
slidos por el
vrtice y lodo limpio por el tope.
SISTEMA DE POTENCIA
-
La potencia generada por los motores primarios debe transmitirse
a los equipos
para proporcionarle movimiento. Si el taladro es mecnico, esta
potencia se
transmite directamente del motor primario al equipo. Si el
taladro es elctrico, la
potencia mecnica del motor se transforma en potencia elctrica
con los
generadores. Luego, esta potencia elctrica se transmite a
motores elctricos
acoplados a los equipos, logrando su movimiento.
Existen tres formas bsicas en las cuales un taladro distribuye o
transmite
potencia:
a) SISTEMAS DE POTENCIA AC A DC O SCR (SILICIUM CONTROLLER
RECTIFIER).
En un sistema elctrico AC a DC el motor diesel alimenta un
generador AC
tambin llamado alternador. Desde el generador AC la corriente
elctrica es
enviada al SCR (Silicon Controller Rectifier). Un SCR es un
instrumento
electrnico de estado slido de alta tecnologa.
El SCR convierte AC en DC, accionando equipo como:
- Bomba de Lodo.
- Malacate.
- Mesa Rotaria.
El equipo auxiliar como las bombas pequeas y el alumbrado
necesitan corriente
alterna de menor voltaje, se usa un transformador para reducir
el voltaje para el
equipo elctrico auxiliar del taladro.
b) SISTEMAS DE POTENCIA DC A DC.
En esta clase de sistema, los motores diesel le transmiten
potencia a generadores
de corriente directa. Desde el generador, la corriente DC va a
un panel de control
y a los motores de corriente directa que accionan:
-Las Bombas de Lodo.
-Malacate.
-Rotaria.
Un pequeo generador de corriente alterna tambin es parte del
sistema. Se usa
para suministrar corriente alterna al equipo que funciona mejor
con este tipo de
corriente, como la bomba para mezclar qumicos.
-
C) SISTEMA DE POTENCIA MECNICA
Los taladros mecnicos usualmente son ms pequeos que los taladros
elctricos.
Los motores le transmiten energa al compound, y de all la energa
pasa a las
bombas de lodo, malacate y sistema de la rotaria. Los motores
accionan una
transmisin mecnica compuesta la cual transmite potencia a:
a) El malacate.
b) Sistema de la mesa Rotaria.
c) Bombas de Lodo.
El equipo auxiliar como motores pequeos recibe corriente alterna
de un
alternador conectado al prime mover o motor principal.
Motores DC: Usualmente grandes motores DC le suministran
potencia a las bombas de lodo, malacate y mesa rotaria o top drive.
Algunas veces el malacate acciona mecnicamente la mesa rotaria,
pero en algunos equipos la rotaria tiene su propio motor. El
perforador puede controlar la velocidad del motor DC con mucha
precisin, por ello se prefieren los motores DC sobre los AC. Con un
control preciso de la velocidad, el perforador puede manipular
mejor el malacate, la bomba de lodo y la mesa rotaria. Motores AC:
Algunos elementos pequeos del taladro tambin necesitan
potencia. Por ejemplo las bombas centrfugas mueven lodo desde un
tanque para
supercargar la entrada de las bombas de lodo. En este caso es ms
eficiente usar
pequeos motores para alimentarlas en lugar de usar los motores
principales,
fluido hidrulico o aire. Otro motor AC suministra potencia a las
aspas de un
agitador de lodo en los tanques de mezcla.
Los motores AC generalmente le suministran energa al equipo que
no requiere
mucha potencia, por ello usan una potencia de 1 hP (0.75 KW) a
150 hP (100
KW).
-
Motor Diesel y Generador AC: Los propietarios de taladros
prefieren usar
generadores AC porque pueden construirse para ser muy poderosos
con respecto
a su tamao, lo cual es una ventaja sobre los generadores DC. El
equipo del
taladro tambin puede distribuir la corriente AC ms fcil que la
DC. Pero la
corriente DC tiene ciertas ventajas cuando se accionan grandes
equipos; Los
motores DC producen mucho torque a bajas RPM y a baja velocidad,
lo cual
puede controlar fcilmente el perforador.
Los generadores AC son muy poderosos para su tamao.
AC es ms fcil de distribuir que DC.
Usando los controles en su consola para controlar el panel del
SCR el perforador
puede seleccionar y obtener la potencia desde varios generadores
cuando lo
requiera.
SISTEMA DE SEGURIDAD
1. Conjunto
De BOPs
2. Linea del
Estrangulador
4. Mltiple de Flujo y
Estrangulacin
3. Unidad de cierre a
distancia-Acumulador
-
Es el sistema diseado para cerrar el pozo en caso de
contingencia y para permitir
el desalojo de arremetidas ocurridas durante el proceso de
perforacin o
reacondicionamiento. Este sistema est integrado por: Vlvulas de
seguridad,
Carreto de perforacin, mltiple de estrangulacin, unidad
acumuladora de
presin, tanques de viajes, separadores de gas y lnea de
venteo.
El sistema para control del pozo tiene 3 funciones:
1. Cerrar el pozo en caso de un influjo imprevisto
2. Colocar suficiente contra-presin sobre la formacin
3. Recuperar el control primario del pozo
Preventora Anular: Constituido por un elemento de empaque de
acero reforzado
con goma especial que cierra y sella la tubera, el cuadrante o
el hoyo.
Arietes: cierran nicamente sobre tuberas de dimetros especficos
o sobre el
hueco perforado.
-Ariete de tubera
-Ariete ciego
-Ariete de corte
Carretes: son espaciadores entre los preventores, provistos de
orificios donde se
conecta la lnea que va al distribuidor de flujo usado para
controlar las arremetidas
y la lnea de matar.
Acumuladores de presin: los preventores se abren o cierran con
fluido
hidrulico que va almacenando bajo presin en un equipo llamado
acumulador.
Lnea de Matar: cuando se detecta un brote potencial, se bombea
lodo por la
lnea de matar hasta el conjunto de preventores para restablecer
el equilibrio de
las presiones en el pozo.
Mltiple de estrangulacin: el mltiple de estrangulacin se forma
por un
conjunto de vlvulas, crucetas y ts, estranguladores y lneas. Se
utilizan para
controlar el flujo de lodo y los fluidos invasores durante la
perforacin y el proceso
de control de un pozo.
-
Estrangulador Manual: est compuesto por un vstago (aguja) y
asientos
cnicos. Su principal mecanismo de funcionamiento es el
siguiente: A medida que
el vstago se acerca al asiento, disminuye el espaci anular entre
ellos y se
restringe el paso de fluido.
Estrangulador hidrulico: los estranguladores ajustables a
control remoto tienen
la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas y
controlar la posicin
relativa de apertura del estrangulador desde la consola.
Sistemas del Equipos de Perforacin
En este captulo se desarrolla la fundamentacin terica
correspondiente a
perforacin, ensamblaje de fondo, mechas y fluidos de perforacin
como parte fundamental
de la investigacin realizada
Proceso de Perforacin
-
La perforacin consiste en la aplicacin de un conjunto de tcnicas
y procesos, con la
finalidad de construir pozos, sean productores (de petrleo y
gas) o inyectores (de agua y
vapor). El objetivo de una perforacin es generar el menor dao
posible al pozo, dentro del
margen econmico pre-establecido y cumpliendo con las normas de
seguridad y ambiente.
Los pozos se clasifican segn su trayectoria en verticales,
horizontales, y segn su
propsito en exploratorio, delineador y productor.
Los equipos de perforacin estn compuestos por cinco sistemas los
cuales son:
Sistema de Levantamiento Sistema de Rotacin. Sistema de
Circulacin Sistema de Potencia. Sistema de Seguridad.
Sistema de Levantamiento
Su finalidad es proveer un medio para bajar o levantar sartas de
perforacin o de
revestimiento y otros equipos de subsuelo. Los componentes del
sistema de levantamiento
se dividen en componentes estructurales y equipos y
accesorios.
Dentro de los compontes estructurales se encuentran: Cabria,
subestructura, bloque
corona, encuelladero y planchada.
Dentro de los equipos y accesorios del sistema de levantamiento
tenemos: malacate,
bloque viajero, gancho, elevadores, cable de perforacin (guaya),
llaves de potencia y
cuas.
Sistema de Rotacin
Es el sistema de proporcionar la rotacin necesaria a la sarta
para que la mecha
pueda penetrar la corteza terrestre hasta las profundidades
donde se encuentran los
yacimientos. Este sistema lo conforman: El ensamblaje rotatorio
que puede ser
convencional o top drive, la sarta de perforacin y las mechas de
perforacin.
Sistema de Circulacin
Este sistema es el encargado de mover el fluido de perforacin en
un circuito cerrado
de circulacin, succionndolo de los tanques activos y envindolo
por medio de las lneas
de descarga hacia la cabria, y pasando luego a travs de las
conexiones superficiales, de la
sarta de perforacin, de las boquillas de la mecha y delos
espacios anulares hasta retornar
nuevamente a los tanques activos, pasado por los equipos
separadores de slidos.
Los componentes del sistema de circulacin son: El fluido de
perforacin, tanques
activos, bombas de lodo, conexiones superficiales, sarta de
perforacin, espacios anulares,
lnea de retorno y equipos separadores de slidos.
Sistema de Potencia
La potencia generada por los motores primarios debe transmitirse
a los equipos para
proporcionarle movimiento. Si el taladro es mecnico, esta
potencia se transmite
directamente del motor primario al equipo. Si el taladro es
elctrico, la potencia mecnica
del motor se transforma en potencia elctrica con los
generadores. Luego, esta potencia
-
elctrica se transmite a motores elctricos acoplados a los
equipos, logrando su
movimiento.
Sistema de Seguridad
Es el sistema diseado para cerrar el pozo en caso de
contingencia y para permitir el
desalojo de arremetidas ocurridas durante el proceso de
perforacin o reacondicionamiento.
Este sistema esta integrado por: Vlvulas de seguridad, carreto
de perforacin, mltiple de
estrangulacin, unidad acumuladora de presin, tanques de viajes,
separadores de gas y
lnea de venteo.
-
Componentes del Equipo de Perforacin
Alumnos:
La Gran Bestia
Hierofante
Ao:2009
Perspectiva esquemtica de un equipo de perforacin rotatoria
Sistema de Circulacin
11. Tanques de lodo
12. Bombas de lodo
13. Tubo vertical
14. Manguera de perforacin
15. Almacenamiento de lodo a
granel
16. Lnea de retorno de lodo
17. Zaranda
18. Desilter
19. Desarenador
10. Desgasificador
11. Tanques de reserva
Equipo Rotatorio
12. Unin giratoria
13. Kelly
14. Buje de junta kelly
15. Mesa rotatoria
Sistema de Levantamiento
16. Bloque de corona
17. Piso de enganche
18. Aparejo
19. Gancho
20. Malacate
21. Subestructura
22. Cable de perforacin
Equipo de Control de Pozo
23. Preventor anular
24. Preventores de reventones
de ariete
25. Unidad de acumulacin
26. Mltiple de
estrangulamiento
27. Separador de lodo-gas
Sistema de Energa
28. Generadores
Tuberas y Equipo de Manejo
de Tuberas
29. Caballetes
30. Planchada
31. Puerta central
32. Vaina
Varios
33. Caseta
34. Stano
35. Cable de levantamiento
36. Poste gra
Planta motriz:
La potencia de la planta para alimentar al sistema (perforar,
izar, y hacer circular los fluidos) es
entregada por motores que puede ser, de combustin o elctricos.
Dentro de los elctricos
estn los motores de corriente alterna o continua. En el caso de
tener motores de corriente
alterna se colocara un rectifiacor para poder transformarlo a
corriente continua ya que este
entrega mayor potencia al sistema.
La planta debe contar con tanques de gasoil para alimentar los
motores a combustin (vase
figura)
La potencia mxima que deber entregar el sistema de motores, est
en funcin de la mxima
profundidad de perforacin y de la carga ms pesada que representa
la sarta de tubos
requeridos para revestir el pozo a la mayor profundidad. Luego
de estimar la potencia terica ,
se debe contar con una potencia adicional la cual representa un
factor de seguridad en caso
-
de atasque de la tubera de perforacin o revestimiento, durante
su insercin en el pozo y sea
necesario templar para librarlas.
Las plantas, por lo general, consisten en 2 o ms motores,
dependiendo de las necesidades,
engranajes, acoplamientos y embragues adecuados para un sistema
en particular. As que, si
el sistema di izaje requiere toda la potencia disponible, esta,
pueda utilizarse plenamente y de
igual manera durante la perforacin para el sistema rotatorio y
la circulacin de fluidos
Todos los equipos perforadores, como parte componente del mismo,
tienen una Usina para
abastecer lo mnimo (todas las luces del sistema y generalmente
vamos a tener removedores
elctricos, compresores, motores auxiliares, etc.).
Cuadro de maniobra (Drawwork)
Es la mquina del equipo de perforacin por la que ingresa toda la
potencia motriz disponible,
en su parte posterior, para poder operar el equipo perforador.
Para esto tiene un tablero para
conectar o desconectar motores, bombas. Consta de un tambor de
acero de gran dimetro
donde se enrolla el cable que va hacia el aparejo. Tiene frenos
a cinta de ferrodo y algunos
tienen adems, frenos a disco. Tambin tiene un freno hidromtico
que ayuda al freno del
tambor principal cuando las cargas son mximas para que no se
cristalice ni empaste el
ferrodo con las altas temperaturas de trabajo y haga inefectivo
el freno de cinta. Tiene
incorporado un malacate que trasmite potencia a travs de cable o
cadena a la llave de ajuste
(de tiro o de contra). Adems tiene una cadena de transmisin
cinemtica que transmite
rotacin a la mesa rotary.
Sistema de Izaje
Tambor: Es un componente del Cuadro de maniobras. Es el
encargado de enrollar o soltar el cable que
va hacia la corona (fast line), para sostener el aparejo. Puede
ser liso o con camisas (Levus).
Corona (Crown Block): Sistema fijo de poleas situadas en la tapa
de la torre de perforacin o mstil,
sobre las cuales se rosca el cable que va al aparejo.
Anclaje de Lnea muerta (Deadline Anchor): Es el elemento que
fija la lnea muerta que viene desde
la corona al suelo. Tiene un dispositivo que permite medir la
carga que sostiene el aparejo, a travs de la
tensin del cable, para tener una lectura en los indicadores de
peso.
Aparejo (Traveling Block): Es un sistema de poleas acanaladas
que se mueve hacia arriba y hacia
abajo en la torre de perforacin. Se vincula a la corona en la
tapa del mstil de perforacin. Este sistema
da gran ventaja mecnica al accionamiento de la lnea que perfora,
permitiendo a cargas pesadas
(vstago, barras de sondeo, BHA) ser levantadas o ser bajadas en
el pozo. Est dotado de
un gancho yamelas. Puede tener de 6 a 12 lneas (Drilling line),
en funcin de la capacidad. Si tiene 12
lneas, el peso total se divide en 12 y cada lnea recibira una
tensin menor que si fuera de 6 lneas. El
coeficiente de seguridad del cable del aparejo tiene que estar
entre 3 y 5.
Gancho de aparejo (Hook): El gancho se ubica en la parte
inferior del aparejo y proporciona una
manera de levantar cargas pesadas con el aparejo. El gancho se
puede trabar (condicin normal) o dejar
libre de giro, para poderlo acoplar o desacoplar con los
elementos colocados alrededor del piso del
aparejo, sin limitarlo a una sola direccin.
Kelly Spinner: Es un dispositivo mecnico para girar al vstago.
Es tpicamente neumtico. Es un
dispositivo de bajo de esfuerzo de torque, til solamente para
comenzar el empalme con el vstago. No
es lo suficientemente fuerte para el esfuerzo de torsin
apropiado del empalme de la herramienta o para
girar la columna de sondeo por s mismo. El Kelly spinner ha
sustituido en gran parte las cadenas de
giro, que eran responsables de lesiones numerosas en el piso del
aparejo.
-
Grillete de la cabeza de inyeccin (Swivel bail): Est sujeto del
gancho del aparejo y sostiene la
cabeza de inyeccin y con sta al vstago y todo hacia abajo.
Cabeza de inyeccin (Swivel): Es un dispositivo mecnico que debe
sostener simultneamente el peso
del vstago, permite la rotacin de este debajo de l, mientras que
mantiene la porcin superior inmvil.
Permite adems el flujo en grandes cantidades del fluido de
perforacin a alta presin, de la porcin fija
a la porcin que rota, sin escaparse. La cabeza de inyeccin
cuelga del grillete de la cabeza de inyeccin,
y ste del gancho del aparejo. Su eleccin es en funcin del peso
que debe soportar.
Elevador: Es un mecanismo de bisagra que se cierra alrededor de
la barra de sondeo u otros
componentes (por ejemplo el trozo elevador) para facilitar el
levantamiento o la bajada de los mismo en
la boca de pozo. Se sostiene del aparejo a travs de las
amelas.
Elevador a tope
Elevador spider
Trozo elevador: Es un elemento que se enrosca al portamecha para
poder elevarlo. Tiene el mismo
alojamiento que la barra de sondeo para poder trabajar con el
mismo elevador
Mstil (derrick): Es la estructura utilizada para apoyar la
corona y la sarta de perforacin. Son
generalmente de forma piramidal, y ofrecen una buena relacin
fuerza-peso.
Piso de enganche: Es la plataforma donde trabaja en el
enganchador. Est ubicada a una altura de 1
longitud de tubera, 2 longitudes de tubera o tres longitudes de
tubera si el equipo perforador es de tiro
simple, tiro doble o tiro triple, respectivamente.
Peine: Elemento donde se colocan los tiros.
Subestructura del mstil: Es la estructura que sostiene el equipo
perforador. La altura depende de
los conjuntos de BOP (sistema de seguridad) que vamos a
necesitar en el equipo.
Subestructura de planta motriz: Sustenta el peso de los motores
y del sistema de transmisin (cadena
cinemtica).
Polea rpida
Corona
Lnea rpida
Lnea muerta
Bloque viajero
Gancho
Ancla de lnea muerta
Tambor del malacate
Sarta de perforacin
Vstago (o Kelly):
La Kelly es una seccin tubular de seccin exterior cuadrada o
hexagonal, por dentro de la
cual el fluido de perforacin puede pasar dentro de la tubera de
perforacin. Esta se conecta
en la parte superior extrema de la sarta de perforacin por medio
del saver-subo Kelly-sub.Este
sub, impide que esta se desgaste con el continuo conectar
desconectar de la tubera. La
Kelly, pasa a travs del Kelly-bushing, que ajusta sobre la
rotatoria
El movimiento vertical libre hacia arriba y hacia debajo de la
Kelly es posible a travs de la
Kelly-bushing, gracias a rodamientos sobre cada una de las caras
cuadrada o hexagonal de la
Kelly, la cual ajusta exactamente dentro Kelly-bushinggira, la
Kelly gira. Puesto que el Kelly-
bushingest asegurado a la rotaria, la rotacin de la misma (sea
elctrica o mecnica) forzar
alKelly-bushinga rotar igualmente con la Kellyy a toda la sarta
de perforacin. El movimiento
vertical hacia arriba y hacia abajo sigue siendo posible durante
la rotacin. Cuando la Kelly se
levante para, por ejemplo, hacer una conexin, el Kelly-bushingse
levantar con ella.
Generalmente es de 11m.
-
Los dimetros pueden ser: 3 , 4 y 5 y las secciones pueden ser
cuadras o
hexagonales.
Barras de sondeo (Drill pipe):
Es el medio de enlace entre el vstago y el trpano, es un tubo de
acero con dos tool joint en
los extremos (rosca macho y hembra). Las medidas son: 2 3/8, 2
17/8, 3, 4 y 5.
Las Barras de Sondeo aaden longitud a la herramienta, pero con
ms flexibilidad y menor
peso que los portamechas.
No estn diseados para trabajar a compresin. Deben trabajar si o
si a traccin.
Heavy Weight:
Trabaja a traccin o compresin. El peso est dado por el espesor.
Los tool joint son ms
largos que los de las barras de sondeo y tiene uno dos y hasta
tres tool joints adicionales.
Puede trabajar a traccin o compresin.
La tubera con pared ms gruesa es llamada comnmente heavy weight
drill pipe o tubera de
peso pesado. A esta clase de tubera ms pesada se le sita
normalmente directamente
encima de los Drillcollarsen la sarta de perforacin para obtener
mayor peso y estabilidad. Al
igual que la tubera standard los heavy weight drill pipe
(HWDP)se consiguen en diferentes
dimetros e ID (inside diameter) dimetro interior variable segn
su peso por unidad de
longitud. Los heavy weight drill pipese diferencian
exteriormente porque tiene las cajas de
conexin(Tool Joints) ms largas que la tubera normal.
Portamechas (Drill Collar):
Son elementos metlicos circulares de gran espesor de pared y
gran peso, se los utiliza para
ejercer el peso sobre el trepano y lograrlas condiciones de
operacin deseadas. Puede
trabajar a traccin o compresin. Son tubos integrales (rosca
tallada). Pueden lisos o
helicoidales.
Al retirar este elemento utilizamos un trozo elevador por cada
tiro de portamechas.
Cumplen varias funciones importantes:
Proporcionar peso al trepano
Proporcionar la resistencia para que los portamechas estn
siempre en compresin.
Proporcionar el peso para asegurar que la tubera de perforacin
siempre se mantenga en tensin para
evitar que se tuerza.
Proporcionar rigidez o consistencia para que la direccin del
pozo se mantenga.
Producir un efecto de pndulo, permitiendo que los pozos casi
verticales puedan ser perforados
Trpano:
El trpano es la herramienta de corte que permite perforar. Es y
ha sido permanentemente
modificado a lo largo del tiempo a fn de obtener la geometra y
el material adecuados para
vencer a las distintas y complejas formaciones del terreno que
se interponen entre la
superficie y los hidrocarburos (arenas, arcillas, yesos,
calizas, basaltos), las que van
aumentando en consistencia en relacin directa con la profundidad
en que se las encuentra.
Hay as trpanos de 1, 2 y hasta 3 conos montados sobre rodillos o
bujes de compuestos
especiales; estos conos, ubicados originariamente de manera
concntrica, son fabricados en
aceros de alta dureza, con dientes tallados en su superficie o
con insertos de carburo de
-
tungsteno u otras aleaciones duras: su geometra responde a la
naturaleza del terreno a
atravesar.
.El trpano cuenta con uno o varios pasajes de fluido, que
orientados y a travs de orificios
jets permiten la circulacin del fludo. El rango de dimetros de
trpano es muy amplio, pero
pueden indicarse como ms comunes los de 12 y de 8 pulgadas.
Reduccin doble hembra:
Es el elemento que permite vincular trepano vstago y trepano
porta mecha.
Sistema de rotacin:
Buje Maestro o Master Bushin:
Es una herramienta de 1 pieza de acero slido, o 2 que encastran
entre si, esta pieza esta
diseada del tal manera para que quepa dentro de la mesa rotary.
El buje maestro transmite la
rotacin de la mesa al buje de impulso. Tambin sirve de asiento
para sostener la sarta a
travs de las cuas.
El Buje de impulso o Kelly bushing, es una de las piezas de los
elementos de rotacin que
contiene de 1 a 5 rollers por donde se desliza el vstago mientas
rota por el par que le es
trasmitido por el buje de impulso que a su vez se lo trasmite el
buje maestro.
Mesa rotary:
Es parte del equipo de rotacin que se encuentra en el piso de
trabajo. Esta brinda la potencia
para poder hacer girar a la sarta de perforacin, la cual es
impulsada con la cadena
cinemtica que esta conectada al cuadro de maniobra, donde se le
puede aplicar ms o
menos RPM.
Sistema de circulacin
Es la parte del equipo encargada de almacenar, limpiar y
circular el lodo de inyeccin, cuyas
funciones son:
a. Remover los fragmentos de roca perforada (cortes) que vienen
desde el pozo. Esto mantiene el anular
limpio y permite anlisis en superficie para estudios
petrofsicos.
b. Enfriar y lubricar el trpano y la sarta de perforacin.
c. Balancear las presiones altas que puedan presentar algunas
formaciones, minimizando el potencial de
reventones.
d. Estabilizar el dimetro interior del pozo y las formaciones ya
perforadas.
e. Transmitir potencia hidrulica al trepano.
f. Mantener los cortes en suspensin al parar la circulacin.
El siguiente es un diagrama del sistema de circulacin
Los principales componentes del sistema incluyen:
Bombas de lodo, piscinas de lodo, equipo de mezcla de lodo y
equipo de control de slidos.
Bombas de circulacin
Todas las bombas utilizadas en perforacin operan con grandes
caudales de bombeo y altas
presiones de descarga. En general se instalan dos bombas de
circulacin, cuya seleccin
-
depende de la profundidad mxima de perforacin, que se traduce en
presiones y caudales de
fluido en circulacin. Las bombas utilizadas son en general
bombas alternativas de dos
(duplex) o tres (triplex) cilindros.
Como las presiones y caudales de circulacin varan en las
distintas etapas de la perforacin,
estas bombas son construidas de tal modo que permitan cambiar
los pistones y cilindros,
pudiendo variar caudales y presiones, esto es, un cilindro de
menor dimetro que el usado en
una etapa proveer menores caudales pero entregara mayores
presiones de descarga.
Bombas duplex:
Ambas cmaras descargan lodo a presin alternativamente por ambos
lados del movimiento.
Cuando se descarga en un sentido, se llena de lodo la cmara vaca
al otro lado del pistn. Al
regresar este descarga del lado recin llenado mientras va
ingresando lodo del otro.
Bombas triplex:
El lodo se descarga por un lado en la carrera hacia delante.
Cuando el pistn regresa se llena
de lodo la nica cmara que ser vaciada al moverse el pistn hacia
delante nuevamente.
El lodo es bombeado a travs del stand pipe, el cual esta fijo
sobre una de las columnas de la
torre y sigue por la manguera del kelly a travs del tubo en
cuello de ganso. Por la manguera
del kelly, el lodo pasara por otro tubo en cuello de ganso, a
travs del swivel o top drive, donde
entra a la sarta de perforacin de la cual sale a travs de las
boquillas del trepano, regresando
a la superficie por el espacio anular entre la sarta de
perforacin y la pared del pozo.
Piscinas de lodo
El lodo es hecho y almacenado en piscinas o tanques que tienen
distintos nombres segn su
funcin:
Tanquede premezcla:donde se adicionan y mezclan los productos
qumicos que han de entrar
al sistema.
Piscina de succin:de donde las bombas toman lodo para comenzar
su viaje dentro de la
tubera de perforacin. Esta es la piscina activa por excelencia,
conectada directamente al
pozo.
Piscinas de reserva:contienen el volumen adicional de lodo, no
forman parte del circuito activo.
Piscina de la zaranda:Situada inmediatamente debajo de la
zaranda. Lleva integrada la trampa
de arena cuyo propsito es permitir al material mas fino (arenas
y limos) decantar del lodo
para poder ser removidos con mayor facilidad.
Tanque de viaje:un tanque ms pequeo usado para monitorear
pequeos desplazamientos
del lodo. Por ejemplo viajes de tubera y el monitoreo de una
patada del pozo.
Tanque de pldora:utilizado para preparar pequeos volmenes de
lodo que puedan ser
requeridos para operaciones dadas durante la perforacin.
El numero y tamao de piscinas depender del tamao y profundidad
del pozo. Normalmente
se usan de 4 a 6 piscinas pero en pozos ms grandes y profundos
el nmero puede ser de 16
o ms.
-
Piscina de reserva:es una piscina donde se guarda una reserva de
fluido. Es tambin usada
para guardar residuos lquidos y se hace excavada en el suelo
cubriendo sus paredes con
arcilla o membrana plstica para prevenir la contaminacin del
suelo.
Equipo de control de slidos Embudo mezclador
Centrfuga
Desilter
Degasser
Flowline
Lnea succin hacia la bomba
Tanque de succin
Piscinas intermedias
Posum Belly
Desarenador
El control de slidos es vital para mantener una operacin
eficiente de perforacin. Altos valores de slidos incrementaran la
densidad y la viscosidad, lo que llevara a mayores costos de
tratamiento qumico, mala hidrulica y altas presiones de bombeo. Con
los slidos altos el lodo se torna muy abrasivo e incrementa el
desgaste de la sarta de bombeo, en el pozo y en el equipo de
superficie. Se ira haciendo mas difcil remover los slidos de un
lodo a medida que aumente su contenido en estos. El lodo que va
llegando a superficie al salir del pozo contiene cortes de
perforacin, arena y
otros slidos y probablemente gas, todos los cuales deben ser
removidos para reinyectar
nuevamente el lodo al pozo. Continuamente deben agregarse
arcillas para el tratamiento del
lodo adems de productos qumicos para mantener las propiedades
fsicas y qumicas
requeridas. Para todas estas tareas se requiere un equipo
especializado.
Cuando sale del pozo el lodo es retirado en la campana que esta
sobre las BOPs al seguir su
camina por el flow line al deposito de la zaranda. En este punto
se instalaran una trampa de
gas y otros sensores para monitorear y analizar el lodo que sale
del pozo.
Zaranda
Hay unas compuertas que regulan el nivel de lodo llegado a la
zaranda. Aqu habr mallas
inclinadas girando (normalmente 2) con el fin de separar los
cortes del lodo, el cual podr
pasar por las mallas hacia la trampa de arena en la piscina de
la zaranda. Las mallas pueden
ser cambiadas de forma tal que su calibre sea apropiado para el
tamao de los cortes que sea
necesario retirar. Normalmente la malla con el calibre mayor se
instala en la parte superior y la
de calibre mas fino en la inferior. El movimiento vibratorio de
las mallas mejora la separacin
del lodo de los cortes. Aqu se recolectan las muestras para el
anlisis geolgico.
Los cortes separados en la zaranda son recogidos en tanques para
ser transportados a
lugares donde puedan ser limpiados totalmente de lodo y qumicos
residuales depositados.
Regularmente se instala aun mas equipo de control de slidos en
el sistema antes que el lodo
llegue a las piscinas. Si el lodo es particularmente gaseoso
puede ser pasado por un
degasser que consiste en un tanque con un agitador que forza la
separacin del gas,
conducindolo a una lnea especial donde es quemado. Recircular un
lodo con gas disuelto
puede ser peligroso, reducir la eficiencia de la bomba y
disminuir la presin hidrosttica
para balancear la presin de formacin.
-
Degasser
Luego, para separar las partculas que no decantaron al pasar la
trampa de arena, el lodo
circula por el desarenador, que remueve gran parte de los slidos
abrasivos (partculas de
hasta 40 micrones como mnimo). Usados en conjunto con la zaranda
y el desarenador estn
el desilter y el mudcleaner que remueven partculas entre 40 y 20
micrones y entre 20 y 7
micrones respectivamente.
Estos tres dispositivos (desarenador, desilter y mudcleaner)
separan los slidos del lodo en un
hidrociclon, un separador en forma de cono dentro del cual el
fluido se separa de las partculas
slidas por fuerza centrifuga. El fluido fluye hacia arriba en
movimiento helicoidal a travs de
cmaras cnicas donde las partculas slidas son lanzadas fuera del
lodo, al mismo tiempo
baja agua adicional por las paredes del cono llevndose las
partculas slidas que se han
movido hacia estas.
Hidrociclon
Salida de lodo
Entrada de lodo
Descarga de agua y slidos
Se pueden utilizar separadores centrifuga adicionales cuando es
mucha la cantidad de finos
en el lodo. Estos consisten en un tambor cnico de alta velocidad
y un sistema de tornillo que
se lleva las partculas ms grandes dentro del tambor a la
compuerta de descarga. Se usa
cuando la densidad del lodo debe ser reducida
significativamente, en ves de aadir liquido e
incrementar el volumen.
Este control de slidos realizado por el equipo de superficie es
un aspecto muy importante en
el mantenimiento del lodo. Los granos finos sern muy abrasivos y
dainos para equipos
como las bombas de lodo, sarta de perforacin, trepano, etc.
Tambin es importante para
controlar la densidad del lodo; pues si se permite a los slidos
acumularse, se tendr como
resultado un aumento en la densidad del lodo.
Equipo mezclador de la inyeccin
Embudo:
Elemento empleado para preparar inyeccin o cualquier otro
tratamiento en que haya que
manipular productos en polvo y haya que mezclarlos con agua. Por
la parte superior se
descarga el material en polvo, seco. Al caer al fondo el polvo
es aspirado por la fuerte
corriente de agua a la vez que van premezclndose ambos.
Agitador:
Sirve para homogenizar la inyeccin y al mantener en continuo
movimiento el lodo dentro de la
pileta evita la formacin de bancos de inyeccin gelificada. Es un
agitador de paletas de eje
vertical impulsado por un motor elctrico.
Escopeta o mud gun:
Son elementos que proveen un fuerte chorro de fluido,
permitiendo agitar la inyeccin, lavar
las piletas e incluso agregar tratamientos qumicos preparados en
las piletas.
Sistema de control del pozo
Durante las operaciones normales de perforacin la presin
hidrosttica a una profundidad
dada ejercida por la columna de fluido de perforacin dentro del
pozo, debe superar la presin
-
de los fluidos de la formacin a esa profundidad. De esta manera
se evita el flujo de estos
dentro del pozo (influjo, patada o pick).
Una patada de pozo se define como un influjo controlable en
superficie de fluido de formacin
dentro del pozo. Cuando este se torna incontrolable en
superficie esta patada de pozo se
convierte en reventn.
Para la deteccin de un kick se usan indicadores de flujo o
volumen. Estos aparatos pueden
detectar un incremento en el flujo de lodo que retorna del pozo
en relacin al que circula por
las bombas.
Se coloca un sensor de fluidos en la lnea de flujo y un contador
de emboladas de la bomba
determina la tasa de flujo hacia el pozo, as se comparan las
tasas de flujo hacia y desde el
pozo, pudiendo observar si se esta ganando o perdiendo
volumen.
Los niveles de pileta deben mantenerse estables o sufrir poca
variacin, por lo que se ajustan
limites mximo y mnimo con sensores de alarma que advertirn
cuando haya prdida o
ganancia de volumen
Conjunto de BOPs
Para evitar que ocurran reventones se utiliza un conjunto de
vlvulas preventoras (BOPs)
directamente conectado a la cabeza del pozo. Este debe ser capaz
de cerrar la cabeza del
pozo evitando que fluido escape a la superficie, dejar salir
fluidos del pozo bajo condiciones
controladas seguramente, habilitar que pueda ser bombeado fluido
de perforacin hacia el
pozo bajo condiciones controladas para balancear las presiones
del pozo y evitar influjo mayor
(matar el pozo), y permitir el movimiento de la caera sin perder
presin en el pozo.
El dimetro de las BOP debe ser igual al de la sarta con que se
esta perforando, de este
modo, si se usan varios dimetros de barras, se contara con
varias BOP. Estas se cierran
hidrulicamente, contando tambin con un sistema de cierre tipo
rosca de emergencia.
El tamao y distribucin de las BOP sern determinados por los
riesgos previstos, por la
proteccin requerida, tamao y tipo de tuberas y revestimientos
utilizados, etc.
Requerimientos bsicos de una BOP:
_ Debe haber suficiente revestimiento en el pozo que de un
anclaje firme a la BOP.
_ Debe ser posible cerrar el pozo completamente, haya o no
tubera dentro de el.
_ Cerrar el pozo debe ser un procedimiento simple y rpido,
fcilmente realizable y
comprensible para el personal de perforacin.
_ Deben existir lneas controlables a travs de las cuales la
presin pueda ser aliviada en
forma segura.
_ Deben existir maneras para circular fluido a travs de la sarta
de perforacin y a travs del
anular en forma que se pueda sacar el fluido de formacin del
pozo, y de esta manera circular
fluido de mayor densidad para balancear la presin de formacin y
controlar el pozo.
Vlvula preventora anular:
Es un sello reforzado de caucho o empaque rodeando el hueco del
pozo. Al aplicrsele
presin, este sello se cierra alrededor del tubo cerrando el
espacio anular. Puede ser aplicada
progresivamente, cerrndose sobre cualquier tamao o forma de
tubera del pozo. Sin
-
embargo esta capacidad no llega a cubrir herramientas de perfil
irregular como
estabilizadores, o portamechas espiralados. Permite tambin
rotacin y movimientos verticales
lentos de la sarta de perforacin manteniendo el espacio anular
cerrado.
Vlvulas RAM:
El cierre de caucho es mucho ms rgido que el de las anteriores y
cierra solamente alrededor
de formas predeterminadas.
Vlvulas RAM para tubera o revestimiento:
Las caras del empaque de caucho estn moldeadas para cerrar sobre
el dimetro exterior
dado de una tubera, cerrando el anular. Si se usa ms de un
dimetro de tubera, la BOP
debe incluir RAMs para cada uno de estos.
Vlvulas RAM ciegas o de corte (blind RAMs):
Son para cerrar completamente el pozo. Si hay alguna tubera, la
aplastaran y cortaran, al
tener instaladas cuchillas de corte.
Cierre de las preventoras:
Se cierran hidrulicamente con fluido a presin. Si la BOP es
accesible, las RAM pueden ser
cerradas tambin manualmente.
Los componentes bsicos de un sistema de preventoras son:
a. bombas que suministren fluido a presin
b. un sistema de energa para mover dichas bombas
c. un fluido hidrulico apropiado para abrir y cerrar las
preventoras
d. un sistema de control para dirigir y controlar el fluido
e. un sistema de presin para cuando las fuentes de energa
normales fallen
f. fuentes de energa de respaldo
Acumuladores: Las botellas de acumulador proporcionan la forma
de guardar bajo presin la totalidad de
fluido hidrulico necesario para operar todos los componentes de
la BOP y efectuar
rpidamente los cierres requeridos. Se pueden conectar entre si
para suministrar el volumen
necesario. Son precargadas con nitrgeno comprimido. Al
introducirse el fluido hidrulico por
medio de bombas elctricas, el nitrgeno se comprime aumentando su
presin. Para asegurar
la operacin de la vlvula preventora se dispone de varias fuentes
de fluido a presin, para el
caso de que alguna falle, siempre debe haber un respaldo.
La presin de operacin de los acumuladores es de 1500 a 3000 psi.
Estas presiones
determinan la cantidad de fluido hidrulico que puede suministrar
cada botella, y as
determinar el nmero de botellas necesario para operar la
BOP.
Un mltiple de control consistente en reguladores y vlvulas
controla la direccin del fluido
hidrulico a alta presin. El fluido ser dirigido a la vlvula o
RAM correcta y los reguladores
reducirn la presin del fluido hidrulico del acumulador a la
presin de operacin de la BOP.
Panel de control:
-
Debe haber mas de un panel de control, el principal estar
ubicado sobre la mesa del taladro,
al alcance del perforador. Un panel auxiliar se ubicara en un
lugar mas seguro para el caso en
que el de la mesa falle o no se pueda llegar hasta el.
Dispone de indicadores de aguja que muestran presiones del
sistema, como las del
acumulador, la del preventor anular, etc. Tiene normalmente
vlvulas de control para abrir y
cerrar las preventoras, la lnea de choke, la kill line, y una
vlvula de control para ajustar la
presin anular.
Distribucin de las RAMs en la BOP:
En general, el preventor anular ira en la parte superior de la
preventora. La mejor distribucin
de los Rams restantes (blind RAMs y RAMs para tuberas) depender
de las operaciones que
sea necesario efectuar.
Esquema simplificado de BOP
Lneas para matar el pozo ( kill lines):
Se ubican directamente debajo de una o mas RAMs de manera tal
que cuando estas estn
cerradas se pueda dejar salir controladamente fluido a presin
(lnea de choke). Una vlvula
de choke permite que la presin de reflujo aplicada al pozo pueda
ser ajustada para mantener
el control.
Tambin permite una va alterna para bombear lodo o cemento al
pozo si no es posible
circular a travs del kelly y la sarta de perforacin (kill line).
El kill line estar directamente
conectado a las bombas del pozo.
Aunque las preventoras pueden tener salidas laterales para la
conexin de las lneas de choke
y kill line, en general se usan spools separados. Estos son
secciones de la BOP que crean
espacio suficiente para conectar dichas lneas.
Diverter:
Usado normalmente antes de haber instalado una BOP. Instalado
directamente debajo de la campana y la lnea de flujo, es un sistema
de baja presin. Su propsito es dirigir cualquier flujo de pozos
lejos del taladro y del personal, proporcionando un cierto nivel de
proteccin antes de tener un revestimiento sobre el cual pueda
montarse una BOP. Esta diseado para manejar bajas presiones. Puede
empacarse alrededor del kelly o de la tubera de perforacin.
Preventores interiores de reventn:
Dentro del equipo de BOP hay elementos que pueden cerrar el
conducto interior de la tubera
de perforacin. Son de dos tipos principales:
1. vlvulas manuales de cierre en la superficie:
Vlvula de seguridad en el kelly: esta instalada en la seccin
inferior del kelly, hay diferentes
tamaos adecuados para cada tubera.
Kelly Cock: ubicada entre el swivel y el kelly.
Vlvula de seguridad: se instala manualmente cuando la tubera de
perforacin esta sostenida
en cuas. Permite un cierre rpido si comienza a haber flujo
durante un viaje y el kelly esta en
el hueco de ratn.
2. Vlvulas de flujo unidireccional automticas ubicadas en la
tubera de perforacin:
-
Vlvula para dejar caer: puede situarse en cualquier parte de la
tubera donde se haya puesto
previamente un sub adecuado para recibirla. Cuando se presenta
el riesgo de un reventn,
se bombea la vlvula por la tubera hasta el sub, donde comienza a
prestar su servicio
continuamente.
Vlvula flotante: se coloca directamente encima del trepano, para
evitar el flujo por dentro y
hacia arriba en la tubera de perforacin, provee proteccin
instantnea contra el flujo y la
presin.
Choke manifold:
Es un arreglo de tuberas y vlvulas especiales llamadas chokes a
travs de las cuales circula
el fluido de perforacin cuando se cierran las preventoras para
controlar presiones
encontradas en la formacin durante un reventn.
Herramientas
Algunas de las herramientas usadas en las distintas maniobras de
perforacin son:
Cuas:
Mientras las conexiones se sueltan o se aprietan, la sarta de
perforacin debe ser sostenida
sobre la mesa rotary para impedir que caiga al pozo. Esto se
logra con las cuas, que
consisten en varios bloques de metal con un extremo adelgazado
unidos entre si y con asas
para su manejo. Se sitan alrededor del cuello del tubo y se van
bajando hasta que se cierran
dentro de la rotary sosteniendo toda la tubera. Para cada
elemento tubular existe una cua
especial.
Llaves de fuerza:
Usadas para ajustar y aflojar todas las piezas que se bajan o
sacan del pozo. Estn
suspendidas del mstil y son operadas por medio de cables
flexibles conectados al carretel
automtico.
Safety clamp:
Se emplea al bajar o sacar portamechas, durante su enrosque o
desenrosque. Aseguran al
mismo cuando esta colgado de la cua.
-
Petrleo, proceso y refinado
Un pozo que ha sido perforado y entubado hasta llegar a la zona
donde se encuentra el petrleo, est listo
para empezar a producir.
Desde los separadores, por medio de caeras, el
crudo es enviado a los aparatos especiales donde se
separan de l el gas y el agua.
A travs de otras caeras, conocidas como
gasoductos, se conduce el gas a diferentes sitios para
su empleo como combustible o para tratamiento
posterior y otras caeras (oleoductos) conducen el
petrleo a los estanques de almacenamiento desde
donde se les enva a su destino.
Refinera de petrleo
Las refineras de petrleo funcionan veinticuatro horas
al da para convertir crudo en derivados tiles. El
petrleo se separa en varias fracciones empleadas
para diferentes fines. Algunas fracciones tienen que
someterse a tratamientos trmicos y qumicos para convertirlas en
productos finales como gasolina o grasas.
En los primeros tiempos, la refinacin se contentaba con separar
los productos preexistentes en el crudo,
sirvindose de su diferencia de volatilidad, es decir, del grosor
de una molcula. Fue entonces cuando se
aprendi a romperlas en partes ms pequeas llamadas "de cracking",
para aumentar el rendimiento en
esencia, advirtindose que ellas y los gases subproductos de su
fabricacin tenan propiedades "reactivas".
A principios del pasado siglo, los franceses de Alsacia
refinaron el petrleo de Pechelbronn, calentndolo en
una gran "cafetera". As, por ebullicin, los productos ms
voltiles se iban primero y a medida que la
temperatura suba, le llegaba el turno a los productos cada vez
ms ligeros. El residuo era la brea de petrleo
o de alquitrn. Asimismo, calcinndolo, se le poda transformar en
coque, excelente materia prima para los
hornos metalrgicos de la poca.
Los ingenieros norteamericanos y germanos introdujeron los
alambiques en cascada, sistema en que cada
cilindro era mantenido a una temperatura constante. El petrleo
penetraba en el primero y una vez rescatado
lo que poda evaporarse, pasaba al siguiente, que se encontraba a
temperatura ms alta y as sucesivamente
hasta el ltimo, desde el cual corra la brea.
Antigua refinera
-
El principio bsico en la refinacin del crudo radica en
los procesos de destilacin y de conversin, donde se
calienta el petrleo en hornos de proceso y se hace
pasar por torres de separacin o fraccionamiento y
plantas de conversin.
En las distintas unidades se separan los productos de
acuerdo a las exigencias del mercado.
La primera etapa en el refinado del petrleo crudo
consiste en separarlo en partes, o fracciones, segn
la masa molecular.
El crudo se calienta en una caldera y se hace pasar a
la columna de fraccionamiento, donde la temperatura
disminuye con la altura.
Las fracciones con mayor masa molecular
(empleadas para producir por ejemplo aceites lubricantes y
ceras) slo pueden existir como vapor en la parte
inferior de la columna, donde se extraen.
Las fracciones ms ligeras (que darn lugar por ejemplo a
combustible para aviones y gasolina) suben ms
arriba y son extradas all.
Todas las fracciones se someten a complejos tratamientos
posteriores para convertirlas en los productos
finales deseados.
Una vez extrado el crudo, se trata con productos qumicos y calor
para eliminar el agua y los elementos
slidos y se separa el gas natural. A continuacin se almacena el
petrleo en tanques desde donde se
transporta a una refinera en camiones, por tren, en barco o a
travs de un oleoducto. Todos los campos
petroleros importantes estn conectados a grandes oleoductos.
Plantas modernas
-
Destilacin bsica
La herramienta bsica de refinado es la unidad de
destilacin. El petrleo crudo empieza a
vaporizarse a una temperatura algo menor que la
necesaria para hervir el agua.
Los hidrocarburos con menor masa molecular son
los que se vaporizan a temperaturas ms bajas, y a
medida que aumenta la temperatura se van
evaporando las molculas ms grandes.
El primer material destilado a partir del crudo es la
fraccin de gasolina, seguida por la nafta y
finalmente el queroseno.
En las antiguas destileras, el residuo que quedaba
en la caldera se trataba con cido sulfrico y a
continuacin se destilaba con vapor de agua.
Las zonas superiores del aparato de destilacin
proporcionaban lubricantes y aceites pesados,
mientras que las zonas inferiores suministraban
ceras y asfalto.
Ver: PSU: Qumica; Pregunta 03_2006
Craqueo trmico
El proceso de craqueo trmico, o pirlisis a presin, se desarroll
en un esfuerzo para aumentar el
rendimiento de la destilacin.
En este proceso, las partes ms pesadas del crudo se calientan a
altas temperaturas bajo presin. Esto divide
(craquea) las molculas grandes de hidrocarburos en molculas ms
pequeas, lo que aumenta la cantidad
de gasolina compuesta por este tipo de molculas producida a
partir de un barril de crudo.
No obstante, la eficiencia del proceso era limitada, porque
debido a las elevadas temperaturas y presiones se
depositaba una gran cantidad de coque (combustible slido y
poroso) en los reactores. Esto, a su vez, exiga
emplear temperaturas y presiones an ms altas para craquear el
crudo.
-
Ms tarde se invent un proceso de coquefaccin en el que se
recirculaban los fluidos; el proceso funcionaba durante un
tiempo
mucho mayor con una acumulacin de coque bastante menor.
Muchos refinadores adoptaron este proceso de pirlisis a
presin.
Alquilacin y craqueo cataltico
La alquilacin y el craqueo cataltico aumentan adicionalmente
la
gasolina producida a partir de un barril de crudo.
En la alquilacin, las molculas pequeas producidas por
craqueo
trmico se recombinan en presencia de un catalizador.
Esto produce molculas ramificadas en la zona de ebullicin de
la
gasolina con mejores propiedades (por ejemplo, mayores
ndices
de octano-octanaje) como combustible de motores de alta
potencia,
como los empleados en los aviones comerciales actuales.
En el proceso de craqueo cataltico, el crudo se divide (craquea)
en
presencia de un catalizador finamente dividido. Esto permite
la
produccin de muchos hidrocarburos diferentes que luego pueden
recombinarse mediante alquilacin,
isomerizacin o reformacin cataltica para fabricar productos
qumicos y combustibles de elevado octanaje
para motores especializados.
La fabricacin de estos productos ha dado origen a la gigantesca
industria petroqumica, que produce
alcoholes, detergentes, caucho sinttico, glicerina,
fertilizantes, azufre, disolventes y materias primas para
fabricar medicinas, nylon, plsticos, pinturas, polisteres,
aditivos y complementos alimenticios, explosivos,
tintes y materiales aislantes.
Etapas del refinado de petrleo
