TALLER DE COMPONENTES BSICOS DE UN EQUIPO DE PERFORACINEquipo de Levante1. La funcin ms importante del sistema de levantamiento es el de soportar el sistema rotatorio durante las operaciones de perforacin, proporcionando adems, el equipo y rea de trabajo necesarios para izar, bajar y sostener el peso de la tubera de perforacin y de completamiento. Meter en el hoyo, sostener en el hoyo o extraer de l tan pesadas cargas, requiere de un sistema de levantamiento robusto, con suficiente potencia, aplicacin de velocidades adecuadas, freno eficaz y mandos seguros que garanticen la realizacin de las operaciones para el personal y el equipo. Los principales componentes son: la torre, la subestructura, el malacate, el juego de poleas y los elevadores.

Componentes del Sistema de Levantamiento

2. Componentes del Sistema de Levante:

Torre: Elemento que soporta las cargas en la operacin y da el espacio vertical necesario para bajar y sacar sartas de tubera al pozo. Permite almacenar dichas sartas paradas y recostadas en tramos de 1, 2 3 tubos (paradas sencillas, dobles o triples).

Algunos Ejemplos de Torres Corona Bloque ("Crown Block"): Conjunto de poleas fijas ancladas en el tope de la torre, a travs de las cuales pasa el cable que hace subir o bajar las poleas viajeras. A mayor nmero de poleas menor es la eficiencia del malacate Se especifican por: marca, tamao de las polea 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). Subestructura: Andamiaje sobre el cual se colocan la torre, los motores, la consola de mando, y sobre el cual se para la tubera que se recuesta a la torre. En ella va siempre instalada la mesa rotaria que se ubica encima del centro del pozo. En su interior se instalan las vlvulas preventoras de reventones. Se especifican por: dimensiones (ancho, largo, altura), capacidad de carga esttica, y por su tipo (Fija: hecha en una sola estructura, Telescpica: de altura variable, y "Box on box": armables en secciones o paquetes). Ejemplo: Fija, 8 pies de altura, 36 pies de longitud, 7 pies de ancho y 430.000 lbf de capacidad de carga esttica.La subestructura debe ser lo suficientemente fuerte para soportar con seguridad las cargas a las que est sometida y tener altura suficiente para dar cabida a las preventoras y al personal. Bloque viajero: Conjunto de poleas adyacentes montadas en una cubierta de lmina. Va acoplado, en su parte inferior, al gancho formando un solo conjunto. Se especifica por: tamao de las poleas, nmero de poleas que contiene, tamao de ranura y capacidad de carga. Gancho ("Hook"): Va unido al bloque viajero y de l se cuelga la sarta mediante los brazos y el elevador, o mediante la "swivel". Se especifican por la marca, el tipo (ganchos para trabajos livianos y ganchos para trabajos pesados) y la capacidad de carga. Malacate: Pieza clave del equipo que recibe la potencia de los motores. Sus partes principales son: El tambor: transmite el torque requerido para subir o bajar las sartas, y almacena el cable de perforacin. La transmisin: provee el medio necesario para cambiar fcilmente la direccin y la velocidad del bloque viajero. Los cabezas de gato: son dos cilindros ubicados en los extremos del malacate, con los cuales se realizan operaciones de apretar o soltar conexiones de la sarta. El freno hidromtrico: freno hidrulico que se usa cuando se baja tubera para disminuir su velocidad Consola de mando: en ella, el perforador maneja el malacate. Cable de Perforacin("Drilling line" o "Wire rope"): Elemento de alambres de acero trenzados con ncleo de fibra o de acero. Est formado por hilos que forman torones y por un ncleo. Se fabrican armando alambres de menor dimetro en torones, los que a su vez se retuercen alrededor de un alma de acero para formar el cable.

Partes del Cable de Perforacin

Elevadores ("Elevator"): Son accesorios colocados al gancho por medio de unos brazos y formados por dos secciones para abrir y cerrar de forma que puedan abrazar el cuello de los tubos. Pueden ser de hueco recto o de hueco cnico (18), o de cuas para cuellos lisos. Se especifican por su marca, tipo y capacidad de carga. Los brazos del elevador (links) son una pareja de elementos cilndricos con ojos en sus extremos para conectar al gancho arriba y al elevador abajo; se especifican por: distancia entre ojos, dimetro del cuerpo y capacidad de carga.

3. La consola del perforador es la estacin de trabajo del perforador en el piso de perforacin. Tiene varios instrumentos y medidores para que el perforador monitoree el proceso y mantenga al personal informado de la situacin. Los indicadores de la consola del perforador incluyen:

Indicador de Peso Indicador de la Rata de la Bomba Indicador de Presin de la Bomba de Lodo Indicador de Velocidad de la Rotaria Indicador de Torque de la Rotaria Indicador de Torque de las Llaves de Potencia Indicador de la Rata de Flujo del Retorno de Lodo Indicador del Nivel de los Tanques Indicador de Volumen del Tanque de Viaje.

4. El trenzado o construccin de un cable describe la direccin en la que los alambres y los torones estn envueltos. Existen arreglos tpicos: Tendido regular-derecho: los torones se enrollan a la derecha (torcidos en direccin de la mano derecha cuando se ven desde una punta), y los alambres que forman cada torn se dirigen en sentido contrario a la direccin en que se enrollan los torones. Tendido regular-izquierdo: los torones se enrollan a la izquierda, y los alambres en cada torn se dirigen en sentido contrario. Tendido derecho-derecho: tanto los torones como los alambres que conforman stos, van enrollados hacia la derecha. El cable se enhebra a travs de las poleas viajeras y la corona, con una punta amarrada al malacate y otra pasando por el anclaje al tambor de reserva. La porcin de cable que se mueve entre el malacate y la corona se denomina lnea viva y la que llega al anclaje se denomina lnea muerta.Para cumplir sus funciones, el cable debe tener las siguientes propiedades: Resistencia: depende del acero y del dimetro o calibre. Flexibilidad: depende del mayor o menor nmero de alambres por torn. Elasticidad: factor de seguridad adicional para cuando es sometido a cargas imprevistas. Se obtiene con longitud y clase de trenzado. Resistencia a la abrasin: aumenta con el rea expuesta a las poleas. Resistencia a la deformacin: se debe al exceso de carga. Los ms resistentes son los de alma de acero. El cable se especifica por (1): Tipo de trenzado, nmero de torones, nmero de hilos por torn, tipo de ncleo y tamao (dimetro) medido entre torones opuestos. En perforacin se usan cables de 1 1/8 pulgada, 1 1/4 pulgada, 1 1/2 pulgada, 1-3/4 pulgada, 2 pulgadas, 6x19 alma de acero. La tabla 2 muestra las propiedades de los cables de perforacin ms usados (6x19).

Propiedades de los cables de perforacin (6x19) ms usados (1).Dimetro nominal (pulg)Masa(lbm/pie)Resistencia nominal(lbf)

1-1/82,34113.000

1-1/42,89138.800

1-1/24,16197.800

1-3/45,67266.000

27,39344.000

5. El alma del cable de perforacin es el eje central del cable donde se enrollan los torones. Esta alma puede ser de acero, fibra natural o de polipropileno. Su funcin es servir como base del cable, conservando su redondez, soportando la presin de los torones y manteniendo las distancias o espacios correctos entre ellos.Hay dos tipos principales de Almas: Las de Fibra (Naturales y Sintticas) y las de Acero (de Torn o independiente) Alma de Fibras Naturales: Estas pueden ser "Sisal" o "Manila", lo que significa que son fibras largas y duras. Existen tambin de "Yute", "Camo" o "Algodn", pero no se recomiendan por ser blandas y de descomposicin rpida, se recomienda usarlas como relleno en ciertas aplicaciones y construcciones.En general las Almas de Fibras Naturales se usan en cables de ingeniera (Ascensores y cables de izaje de minas), porque amortiguan las cargas y descargas por aceleraciones o frenadas bruscas. Se recomienda no usar en ambientes hmedos y/o altas temperaturas (sobre 80C). Alma de Fibras Sintticas: Se han probado varias fibras sintticas, pero lo ms satisfactorio hasta hoy da es el "Polipropileno". Este material tiene caractersticas fsicas muy similares a "Manila" o "Sisal", contando eso s con resistencia muy superior a la descomposicin provocada por la humedad. Su nica desventaja es ser un material muy abrasivo entre s, por lo tanto, tiende a perder su consistencia si est sujeto a muchos ciclos de operacin sobre poleas con mucha tensin. Un alma de "Polipropileno" no es recomendable en cables para uso de ascensores o piques de minas. Generalmente se usa en cables galvanizados para pesca y faenas martimas, dando en estas actividades excelentes resultados. No debe emplearse en ambientes de altas temperaturas.Las almas de Polister, poseen una fibra sinttica de baja elongacin y alta resistencia a la traccin, las cuales sirven para usos especiales como el caso de cables de andariveles. Alma de Acero de Torn: Un cable con alma de torn es el tipo en donde el alma est formada por un solo torn cuya construccin generalmente es la misma que los torones exteriores del cable. Principalmente, esta configuracin corresponde a cables cuyo dimetro es inferior a 9.5 mm (3/8").

Alma de Acero Independiente_ Esta es en realidad otro cable de acero en el ncleo o centro del cable y generalmente su construccin es de 7 torones con 7 alambres cada uno (7 x 7). Un cable de acero con un alma de acero de torn o Independiente, tiene una resistencia a la traccin y al aplastamiento superior a un cable con alma de fibra, pero tiene una menor elasticidad. Se recomienda el uso de cables con alma de acero, donde hay altas temperaturas (superiores a 80) como en hornos de fundicin o donde existan altas presiones sobre el cable, como por ejemplo en los equipos de perforacin petrolera, palas o dragas mecnicas.

Alma de Acero Plastificada: ltimamente se ha desarrollado el alma de acero plastificada, en vista que su caracterstica principal radica en eliminar el roce entre los alambres del alma con los alambres del torn del cable (su uso principal est en los cables compactados).

6. 7. La Tonelada Milla es el calculo del trabajo que hace el cable de perforacin para mover los diferentes componentes del sistema de perforacin, durante las diferentes operaciones, como ser la perforacin de un pozo, bajada de caera, coroneos (sacar testigos), operaciones de pesca, etc, la TM, se refiere al levantamiento de un peso de una tonelada a la distancia de una milla.Las Toneladas-milla se calculan cada que se hace un viaje o se corre revestimiento, incluyendo el trabajo realizado mientras se perfora. Estas Toneladas-milla calculadas se van acumulando y cada determinada cantidad de trabajo se corre el cable una determinada cantidad de pies. Peridicamente se corta lo que se ha corrido. Generalmente se efectan 3 4 corridas de longitudes entre 20 y 40 pies y se corta el exceso de cable en la ltima. Es prctica comn en equipos grandes, correr 21 pies de cable cada 500 Toneladas-milla y cortar 84 pies al final de la cuarta corrida. Para correr el cable, se descarga el bloque viajero sobre la subestructura, se le quita el seguro al 41 anclaje y se enrolla en el malacate la longitud de cable que se desea correr; por ltimo se asegura nuevamente el anclaje. De esta forma se cambian los puntos de contacto del cable con las poleas.El API recomienda las siguientes frmulas para calcular el trabajo realizado por el cable de perforacin (2), mientras se perfora y durante un viaje de tubera:

Donde: : Trabajo hecho por el cable en un viaje completo de tubera a la profundidad H, Toneladas-milla (J). : factor de boyanza para el acero (asume acero = 65,6 lbm/gal). : Densidad del fluido de perforacin, lbm/gal (Kgm/m3 ). m : peso de los collares en el aire, lbf/pie (N/m).: peso de la tubera de perforacin en el aire, lbf/pie (N/m). : profundidad del hueco, pies (m). : longitud de una parada de tubera, pies (m). : longitud total de los collares, pies (m). peso total de las poleas, el gancho y el elevador, lbf (N).

Donde: : trabajo realizado al perforar entre una profundidad H1 y otra H2, Toneladas-milla

8. Un viaje redondo se le llama al hecho de introducir la sarta de perforacin dentro del pozo y sacarla.

Sistema de Rotacion

Sistema Rotatorio

1. Componentes del Sistema de Rotacin: La Swivel: Elemento clave. Contiene una unin giratoria que soporta el peso de la sarta y permite el paso del fluido de perforacin al interior de la misma, al tiempo que le posibilita girar, sin que el juego de poleas rote. Se cuelga del gancho mediante un accesorio en U y recibe el lodo procedente de la bomba a travs de la manguera rotaria, conectada en el cuello de ganso. La swivel se especifica segn su capacidad de carga. Mesa rotaria (Rotary Table): Transmite la rotacin a la kelly. La abertura de la mesa rotaria donde se conecta elmaster bushing, debe ser de un tamao tal que permita el paso de la mayor broca que se va a correr en el pozo. Adems, la parte interna del master bushing tiene forma cnica para aceptar cuas, las cuales agarran la sarta de perforacin para prevenir que la tubera se vaya al hueco en el momento de adicionar o retirar un tubo de la sarta. La mesa lleva una grapa (perro) para asegurarla al soltar un tubo con las llaves, sin l la mesa girar con la llave por la libertad de rotacin que sta ofrece. La potencia puede transmitirse a la mesa directamente o sacarse del malacate por transmisin con cadenas y ejes. Entre la mesa rotaria y la transmisin se coloca a su vez una transmisin hidrulica, para prevenir cargas de impacto y torques excesivos. Un torque excesivo puede traer como consecuencia una falla por torsin, con el consecuente rompimiento superficial de la sarta de perforacin. La mesa rotaria se identifica por el mximo tamao de broca que puede pasar a travs de ella y por sus dimensiones.

Kelly o Cuadrante: Primer tubo que se conecta por debajo de la swivel. Transmite la rotacin a la sarta por su configuracin externa de caras planas (barra cuadrada o hexagonal) y permite el paso del fluido de perforacin de la swivel a la sarta de perforacin. La mesa rotaria le transmite el torque a la kelly a travs delkelly bushing o adaptador, el cual se conecta a la mesa rotaria en la caja de la mesa o master bushing. La rosca de la kelly es derecha en la parte baja e izquierda en la parte superior para permitir la normal rotacin de la sarta de perforacin. Un substituto (kelly saver sub) es usado entre la kelly y la sarta para proteger la rosca inferior del desgaste. Se especifica por: Tipo, longitud y distancia entre caras opuestas.Mesa Rotaria

Top Drive: Algunas veces, para transmitir la rotacin a la sarta, se instala unpower-swivel exactamente debajo de la swivel convencional. La sarta de perforacin va conectada a este elemento, evitndose el uso de la Kelly, la Kelly bushing y la mesa rotaria. La rotacin se genera en un motor hidrulico incorporado al power-swivel. Estos aparatos estn disponibles en un amplio rango de velocidades y combinaciones de torques. El sistema en el cual se utiliza esta forma de perforar se conoce como Top Drive. Con la introduccin de este sistema muchas operaciones relacionadas con el manejo de tubera se han mejorado e incluso eliminado.El motor junto con un manejador de tubera viaja arriba y abajo de la torre mediante unos rieles a travs de los cuales se deslizan. El motor es levantado por el bloque viajero y se conecta por debajo de la swivel. Cuando se perfora con mesa rotaria la kelly debe ser desconectada para hacer un viaje de tubera, siendo necesario conectarla de nuevo al completar el viaje o cuando la tubera se pega. Durante la perforacin para adicionar un tubo a la sarta, ste se debe conectar en la ratonera. Con el sistema Top Drive el tiempo gastado en esta maniobra se reduce ostensiblemente

Sistema de Top Drive 2. Ventajas del Sistema Top Drive

Se instala fcilmente en cualquier tipo de mstil o torre de perforacin, con lasmnimas modificaciones y frecuentemente en un solo da.

Sustituye a la Mesa Rotaria y al Vstago (Kelly). El Top Drive hace rotar la sarta de perforacin de manera directa. Mejora la seguridad en el manejo de la tubera. Todas las operaciones se las realiza por control remoto desde la cabina del perforador; reduciendo las labores manuales y riesgos asociados que tradicionalmente acompaan a la tarea. Capacidad de enroscar las conexiones dndoles un torque adecuado. Perfora secciones de 90 pies (1 tiro), reduciendo el tiempo de conexiones, al eliminar dos tercios de las mismas. Realiza toma de ncleos en intervalos de 90 pies sin necesidad de tener que hacer conexiones. En la perforacin direccional, mantiene la orientacin en intervalos de 90 pies, reduciendo el tiempo de supervisin (survey time) mejorando el control direccional. Apto para toda operacin de perforacin: direccional, horizontal, bajo balance, perforacin de gas o aire, control de pozo, pesca, etc. Reduce el riesgo de aprisionamiento de la sarta, por su habilidad de rotar y circular al mismo tiempo. Mejora la respuesta en operaciones de control de pozo. Durante perforaciones bajo balance con presin hidrosttica por debajo de la presin de la formacin, el Top Drive aumenta la seguridad del pozo al reducir el desgaste del preventor de reventones y al permitir que este y que el preventor de cabeza rotario empaquen alrededor de un tubo redondo en lugar de alrededor de un kelly, cuadrante o hexagonal. Se tiene para perforacin en tierra (Onshore) o costa fuera (Offshore)

3. La sarta de perforacin o tambin conocida como columna de perforacin es la encargada de transmitir las fuerzas de empuje y rotacin al tricono, ademas de determinar la profundidad del pozo. Por dentro de la sarta circula aire para evacua el detritus y adems enfriar la broca y agua que sirve para estabilizar las paredes del pozo

Sarta de Perforacin

4. Componentes de la sarta de perforacin

Broca: La broca (bit) es el elemento que corta la formacin a medida que rota, aplicndole al mismo tiempo fuerza de compresin (peso). En el sistema rotatorio, el agujero se construye bajando la columna de tubera y collares hasta que la broca toca o se acerca al al punto donde se va a perforar, para luego establecer la circulacin del fluido de perforacin por el interior de la sarta, siendo descargado por unos conductos o boquillas que posee la broca. Esta circulacin hace que el pozo y la broca se mantengan limpios. Posteriormente, se establece la rotacin de la sarta por medio de la mesa rotatoria y se baja sta lentamente por medio del malacate, hasta que se aplique el peso apropiado para la perforacin. La broca va conectada a la parte inferior de los collares de perforacin mediante el bit sub y para que perfore bien, se optimiza el peso que se le debe aplicar, su velocidad de rotacin y la hidrulica del fluido de perforacin. Collares o Drill Collars: Tambin se denominan lastra barrenas. Son tubos pesados de pared gruesa que se conectan por encima de la broca con el propsito de proporcionar el peso requerido para el avance del hueco. La tubera de perforacin debe mantenerse siempre en tensin, por lo que el peso sobre la broca debe proceder nicamente de los collares (trabajan en compresin). Las roscas de los collares son hechas con torno en el cuerpo del tubo. La superficie externa de stos puede ser lisa o acanalada. Tambin se especifican por su dimetro externo, peso, grado de acero y longitud.

Peso en lbf/pie de diversos tipos de collares de perforacinDimetroExterno (pulg)Dimetro Interno (pulg)

11-1/41-1/21-3/422-1/42-1/233-1/43-1/23-3/44

2-7/8191816

3212018

3-1/8232220

3-1/4262422

3-1/2302927

3-3/4353332

4403937353229

4-1/8434139373532

4-1/4464442403835

4-1/2515048464341

4-3/45452504744

56159565350

5-1/46865636057

5-1/27573706764

5-3/482807875726460

690888583797268

6-1/49896949188807672

6-1/21071051029996898580

6-3/411611411108105989389

7125123120117114107103989384

7-1/413413213012712411611210810393

7-1/2144142139137133126122117113102

7-3/4154152150147144136132128123112

8165163160157154147143138133122

8-1/4176174171168165158154149144133

8-1/2187185182179176169165160155150

9210208206203200192188184179174

9-1/2234232230227224216212209206198

9-3/4248245243240237229225221216211

10261259257254251243239235230225

11317315313310307299295291286281

12379377374371368361357352347342

Tubera de perforacin de pared gruesa o Heavy Wate Drill Pipe: Son tubos de perforacin de pared gruesa (menor dimetro interno que los normales). Poseen abultamientos externos en el cuerpo del tubo y sus uniones son mas largas. Pueden trabajar en compresin o en tensin y se colocan entre la tubera de perforacin y los collares, para suavizar el cambio de rigidez y de dimetro externo en la sarta.

Heavy Wate Drill Pipe

Drill pipe: La mayor parte de la sarta est compuesta de tubera de perforacin. Son elementos tubulares de alta resistencia a los esfuerzos, torneados en caliente y sin costura. El API clasifica los tubos de perforacin de acuerdo a su dimetro externo, peso nominal, grado de acero, y rango o longitud.

Los dimetros externos ms comunes son 2-7/8, 3-1/2, 4-1/2, 5, 5-1/2 pulgadas. De stos los ms usados son 3-1/2 y 4-1/2, rango 2 (entre 27 y 32 pies de largo). Dado que cada tubo tiene una longitud propia, cada uno debe ser medido y registrado para conocer la profundidad total real. En cuanto al grado de acero, las tuberas se fabrican de composicin variada para proporcionarles diversas categoras de resistencia al material. Los grados de acero ms comunes son N80, C75, D, E, X95, G105, S135 Y V150. Los tubos tambin se pueden clasificar, de acuerdo a su desgaste, en tubera nueva y tipo Premium. Estos ltimos son clase 1 (de 0 a 20 % de desgaste), clase 2 (de 20 a 30 % de desgaste) y clase 3 (mas de 30 % de desgaste).Para armar la sarta de perforacin, los tubos se unen unos a otros en lostool joint o uniones. Cada tubo tiene una unin en cada extremo; la primera termina en caja y la segunda en pin. La unin va soldada integralmente al cuerpo del tubo (Integral Joint) y tiene un dimetro externo mayor. Las uniones tambin se especifican por su tipo de rosca. La configuracin de stas es variada por cambios en el buzamiento o conicidad de la rosca, por cambios en la geometra de los hilos (crestas, valles, hilos planos, etc.) y por variacin en el nmero de hilos por pulgada y en la longitud de la rosca

Resistencia a los esfuerzos de tubos de perforacin APIDIMENSIONESRESISTENCIA AL COLAPSO *(lpc)RESISTENCIA AL ESTALLIDO*(lpc)RESISTENCIA A LA TENSIN*(1000 lbf)

Dimetro Externo(pulg)Peso Nominal(lbf/pie)DEG **DEGDEG

2-3/84,856850 **1104013250711010500147007098137

2-3/86,65114401560018720113501547021660101138194

2-7/86,851047012560991013870136190

2-7/810,40121101651019810121201653023140157214300

3-1/29,501004012110952013340194272

3-1/213,30103501411016940101201380019320199272380

3-1/215,50123001677020130123501684023570237323452

411,85841010310860012040231323

414,008330113501463079401083015160209285400

4-1/213,7572008920790011070270378

4-1/216,60762010390124707210983013760242331463

4-1/220,009510129601556092001254017560302412577

516,2569708640777010880328459

519,50739010000120906970950013300290396554

5-1/221,90661084440103506320861012060321437612

5-1/224,70767010460125607260990013860365497696

5-9/1619,00 **4580564050906950267365

5-9/1622,20 **5480674060908300317432

5-9/1625,25 **6730829071809790369503

6-5/822,20 **3260402041605530307418

6-5/825,20 **401048106160479065409150359489685

6-5/831,90 **5020617062758540463631

* Estos valores no consideran factores de seguridad. ** Tubera no API.

Dimensiones de los principales tubos de perforacin, APIDimetro Externo(pulg)Peso Nominal(lbf/pie)Dimetro Interno(pulg)Dimetro til para desplazamiento de herramientas(pulg)

2-3/84,851,9951,437

2-3/86,651,8151,125

2-7/86,852,4411,875

2-7/810,402,1511,187

3-1/29,502,9922,250

3-1/213,302,7641,875

3-1/215,502,6021,750

411,853,4762,937

414,003,3402,375

4-1/213,753,9583,156

4-1/216,603,8262,812

4-1/220,003,6402,812

516,254,4083,750

519,504,2763,687

5-1/221,904,7783,812

5-1/224,704,6703,500

5-9/1619,004,9754,125

5-9/1622,204,8593,812

5-9/1625,254,7333,500

6-5/822,206,0655,187

6-5/825,205,9655,000

6-5/831,905,7614,625

Acoples o sustitutos. Me permiten unir dos roscas diferentes en cuanto a tipo o dimetros. Pueden ser: caja-pin, caja-caja y pin-pin. Se conocen tambin como crossover. Uno de los sustitutos ms comunes es el bit-sub el cual une la broca con los collares

Bit subs: es un pedazo corto, roscado de tubera utilizada para adaptar las partes de la cadena de perforacin que de otra manera no se puede atornillar juntos debido a las diferencias en el tamao de hilo o diseo.

Sistema de Circulacin

Sistema Circulatorio del Fluido de Perforacin1. El sistema de Circulacion es el que se encarga de hacer circular el fluido de perforacin hacia el interior y fuera del pozo con el propsito de remover los recortes de roca del fondo del pozo a medida que se perfora, adems de proveer un medio para controlar el pozo y las presiones de formacin mediante el fluido de perforacin2. Componentes del equipo de circulacin

Tanques de lodos: Los tanques de lodo son contenedores grandes de forma rectangular usados para contener y controlar el fluido de perforacin cuando este se encuentra fuera del pozo perforado. Los tanques de lodo del rea de preparacin son llamados de reserva o de succin. Son usados debido a que pueden ser rpidamente instalados, fcilmente mantenidos y tienen un volumen conocido que facilita el tratamiento. Bombas de lodos: Son accesorios que impulsan el fluido de perforacin a presin y volmenes deseados. Con excepcin de algunos tipos experimentales, se usan las bombas reciprocantes tipo pistn de desplazamiento positivo. Las ventajas de estas bombas son:

Habilidad para manejar fluidos con alto contenido de slidos, muchos de los cuales son abrasivos.

Facilidad de operacin y mantenimiento.

Amplio rango de volmenes y presiones, usando diferentes camisas y pistones.

Habilidad para bombear partculas slidas.

Son muy seguras.

Tubera parada (Stand pipe) y Manguera rotatoria de lodos (Rotary hose) permiten una conexin flexible con la sarta, para lograr un movimiento vertical libre de sta. La manguera rotaria es un elemento tubular de caucho (varias lonas) con alma de acero (varias mallas), flexible y de alta resistencia a la presin interna. Permite el paso del lodo del "stand pipe" a la "swivel", a la cual se conecta en el cuello de ganso. Se acopla con uniones de golpe y su longitud vara entre 40 y 50 pies. El "stand pipe" se une a las tuberas de superficie con una manguera flexible, la cual adems de permitir una fcil conexin con el "stand pipe" ayuda a absorber el flujo pulsante del fluido de perforacin.

3. Los tipos de bombas mas usados en la industria petrolera son de dos cilindros y dos pistones (dplex) o de tres cilindros y tres pistones (triplex). En las bombas "dplex", mientras los pistones se mueven hacia adelante descargan fluido y lo succionan por detrs, al regresar sucede lo contrario; por esta razn se dice que son de "doble accin" En las bombas triplex, los tres pistones nicamente descargan fluido en el camino de ida, y lo succionan al regresar, por ello se denominan de "accin sencilla". Las bombas triplex son ms livianas y compactas, por lo que son relativamente ms usadas. 49 Para los dos tipos de bomba, la velocidad a la que se mueven los pistones determina la cantidad de fluido que puede manejar. Esta velocidad se mide en emboladas o "strokes" por minuto, donde una embolada corresponde a una ida y vuelta del pistn. Los "SPM" ("strokes" por minuto) que pueda desarrollar la bomba dependen de la potencia de los motores y del sistema de transmisin. Generalmente se instalan dos bombas son instaladas en el equipo. Para la mayora de los huecos de superficie ambas bombas son usadas en paralelo para poder alcanzar los grandes volmenes de bombeo requeridos. En la parte ms profundas del pozo solamente se necesita una bomba y la primera se mantiene en stand-bye, para ser usada cuando la otra requiere de mantenimiento. Las bombas reciben la potencia de los motores del malacate por transmisin con cadenas o correas (bandas), o tienen acoplado su propio motor. Se especifican por: marca, modelo, tipo, mxima presin y mximo caudal entregado con cada tamao de camisa (dimetro interno del cilindro), mximo tamao de camisa y recorrido (longitud) del pistn

Bomba de Lodos Triplex 4. Para determinar el caudal o volumen de fluido por unidad de tiempo que puede manejar una bomba, es necesario conocer: la longitud del pistn (S), el dimetro de la camisa (D), el dimetro de la varilla del pistn (d), el nmero de emboladas por minuto (N) y la eficiencia volumtrica (Ev). Si la bomba es de doble accin, cuando el pistn viaja de un extremo a otro y regresa, desplaza un volumen equivalente a:

As, el volumen total desplazado en un ciclo ("stroke") de la bomba, ser:

Si adems, la bomba es dplex (dos pistones), el volumen que desplaza en N emboladas, para una eficiencia volumtrica es:

Donde: : caudal o galonaje de la bomba, gal/min (m3/s). : recorrido del pistn, pulg (m). : dimetro de la camisa, pulg (m). : dimetro de la varilla del pistn, pulg (m). : nmero de strokes, st/min (st/s). : eficiencia volumtrica, fraccin. : factor de la bomba, gal/st (m3/st). : constante de conversin de unidades = 0,0068 (1,5708).

Si la bomba es triplex de accin sencilla, se puede mostrar que:

Donde: : constante de conversin de unidades = 0,0102 (2,3562).

5. Componentes del equipo de control de slidos:

Rumba (Shale shakers): Saca los cortes de mayor tamao, al pasar el lodo por una malla vibratoria. Puede ser sencilla, doble o triple.

Shale Shaker

Desarcillador (Desilters): elimina las partculas slidas de tamao limo al pasar el lodo a presin por hidrociclones de menor tamao (generalmente 12 conos).

Desarenador (Desanders): elimina partculas de arena por efecto de la fuerza centrfuga al pasar el lodo a presin por unos conos o hidrociclones (2 4 conos).

Limpiador del Fluido (Mud cleaners): Es bsicamente una combiancion de un desilter colocado encima de un tamiz de malla fina y alta vibracin (zaranda)El proceso remueve los solidos perforados tamao arena aplicando primero hidrociclon al fluido y posteriormente procesando el desague de los conos en una zaranda de malla fina

Centrfugas: Es un equipo diseado para separar los componentes de un liquido segn la densidad, la centrifuga funciona incrementando la fuerza gravitacional sobre un sistema para acelerar el proceso de sedimentacin de los slidos suspendidos en el fluido permitiendo separar partculas mayores de 2 micrones de dimetros.

Sistema de Potencia1. Formas de transmisin de potencia

Transmisin elctrica: En la actualidad se utilizan motores Diesel para generar energa elctrica en los taladros de perforacin, los cuales dan energa a grandes generadores elctricos.Los generadores producen electricidad que es transmitida a travs de cables al engranaje elctrico de conmutadores y control. Desde este punto de electricidad fluye a travs de cables adicionales hasta motores elctricos que estn directamente conectados a diversos equipos como el malacate, bombas de lodo y la mesa rotatoriaExisten ventajas entre el sistema elctrico y el sistema mecnico, ya que elimina la transmisin por cadenas que es altamente complicada

Transmisin mecnica: Hasta hace pocos aos, la mayora de los taladros eran mecnicos, o sea que la fuerza 'del motor se transmita a los componentes a travs de elementos mecnicos. La fuerza que sale de los motores se une, o sea que los motores se juntan a travs de uniones hidrulicas o convertidores de torsin y con cadenas y poleas, las cuales igualizan la fuerza desarrollada por cada motor y transmitida por un fluido hidrulico para girar un eje que sale de la unin o convertidor.Los ejes de transmisin se unen mecnicamente con poleas y cadenas, las cuales tienen la misma funcin que una correa de goma entre dos poleas.A este arreglo de cadena y polea se le conoce como central de distribucin, permitiendo que la fuerza generada por cada motor se pueda utilizar conjuntamente. La central de distribucin a su vez transmite la fuerza de los motores hasta la mesa rotatoria y el malacate

Sistema de Control

Esquema del Sistema de Control de Pozos 1. Un reventn es el flujo incontrolado de los fluidos del yacimiento dentro del hoyo bien sea hacia la superficie o desde una formacin a otra (reventn interno) como resultado de un violento o drstico desequilibrio entre la presin de la formacin y la presin ejercidapor la columna de fluido de perforacin, lo cual permite que los fluidos contenidos en l yacimiento irrumpan velozmente hacia el pozo y lleguen a la superficie sin que el personal del taladro tenga tiempo de controlar el flujo. Los reventones son uno de los riesgos ms temidos y potencialmente ms costoso de los que puede suceder durante la perforacin.

2. Todos los reventones se originan de una arremetida que no puede ser controlada en superficie, bien sea por errores humanos y/o fallas mecnicas, es decir cuando el personal no aplica a tiempo una contrapresin mayor a la presin del yacimiento para controlar los fluidos en ascenso o cuando el equipo impide reventones falla o es insuficiente.Muchas veces el error humano ms comn es subestimar el riesgo existente, esto ocurre cuando el personal encargado de la perforacin del pozo no se impresiona con la arremetida y por lo tanto, no toma las acciones pertinentes para evitar el reventn, porque no tienen verdadero temor de que ste suceda. En lo referente a las fallas mecnicas, adems de producirse en los equipos impide reventones, tambin pueden generarse errores debido a defectos de fbrica, errores en la instalacin o por el mantenimiento inadecuadoLos reventones pueden ocurrir en superficie o dentro del pozo (reventones internos). Cada uno de ellos presenta diferentes caractersticas y por ende requieren de la aplicacin de tcnicas de control apropiadas.

3. La deteccin de un Kick cuando se perfora, se logra usualmente gracias a un indicador de volumen en los tanques de lodo, o por un indicador de flujo. Ambos aparatos detectan un incremento en el flujo que retorna procedente del pozo por el anular, tomando como referencia el retorno normal. Los indicadores de volumen usan flotadores en los tanques que se conectan a traductores elctricos o neumticos y a un registrador en el piso de la torre. El registro indica el volumen de las piscinas activas. Cuando el volumen aumenta o disminuye significativamente, se pueden activar alarmas snicas o luminosas. Un aumento de nivel indica que los fluidos de la formacin estn entrando al pozo y una disminucin indica que el fluido se est perdiendo hacia una formacin. En el primer caso es muy posible que se est formando un Kick y en el segundo hay prdidas de circulacin. Los indicadores de flujo detectan un Kick ms rpidamente. En este caso se tiene un medidor de flujo tipo paleta colocado en la lnea por donde retorna el lodo (flow line). Adems, se tiene un medidor de strokes de la bomba. La diferencia entre estos dos datos me indican ganancia o prdida de flujo. Si el flujo por el flow line es mayor, puede estar ocurriendo un kick. Si es menor hay prdidas de circulacin. Cuando se est haciendo un viaje, la deteccin se hace por medio de un indicador de hueco lleno. El propsito de ste es medir el volumen de lodo requerido para llenar el hueco cuando se han sacado X tubos. Si el volumen de lodo requerido para llenar el hueco es menor que el volumen de los tubos removidos, un kick puede estar en progreso.

4. El Sistema de Control de pozos previene el flujo incontrolado de fluidos de la formacin hacia el pozo. Cuando la broca penetra una formacin permeable que tiene una presin mayor que la hidrosttica ejercida por el fluido de perforacin, los fluidos de la formacin empezarn a desplazar el lodo del pozo. Se denomina Kick, a ese flujo repentino de fluidos de la formacin dentro del pozo, en presencia del fluido de perforacin. El sistema de control de pozos debe permitir: Prevenir el Kick. Detectar el kick. Controlar un Kick: Cerrar el pozo en la superficie. Circular el pozo bajo presin para remover los fluidos de formacin e incrementar la densidad del lodo. Mover la sarta bajo presin. Cambiar la direccin de flujo lejos del equipo y del personal

5. Componentes de un equipo de control de pozos: Preventor anular (Anular Preventers): Tambin conocidas como preventoras esfricas. Utilizan un sello circular de caucho endurecido, que accionado hidrulicamente puede cerrar el flujo anular contra cualquier tamao de tubera, an contra la kelly y en casos extremos sin tubera en el pozo o contra los collares. Se especifican por marca, tipo y presin de trabajo. Normalmente se utilizan dos o tres preventoras de ariete y una preventora anular en el tope. Tanto la preventora anular como las de ariete son cerradas hidrulicamente. Adems, los arietes tienen un cerrado manual tipo rosca, usado cuando el sistema hidrulico falla.

Vlvula Tipo Anular

Preventor de arietes de tubera (Pipe RAMS): su tamao es fijo y depende de la tubera que haya en el pozo. Tienen aberturas semicirculares que cierran hermticamente contra el tubo impidiendo el flujo por el anular. Se usa un tamao de ariete para cada tamao de tubera que se tenga en la sarta.

Preventor de arietes ciegos (Blind RAM): cierran cuando no hay tubera en el hueco. Si inadvertidamente son cerrados cuando la sarta est en el hueco, el tubo ser aplastado pero el flujo del kick no cesar ya que los arietes no se ajustan bien.

Acumulador (Accumulattors): Son accesorios usados para operar a control remoto las preventoras. Los sistemas hidrulicos modernos para cerrar las BOP'S son acumuladores de fluido a alta presin. El acumulador es capaz de suministrar fluido suficiente, a alta presin, para cerrar todas las unidades del BOP'S al menos una vez. Los acumuladores son cilindros que tienen capacidades de 40, 80 120 galones, y presiones mximas de operacin de 1500 a 3000 psi. Una bomba independiente mantiene constante la presin de los acumuladores de modo que puedan ser usados en cualquier momento. Por seguridad se mantiene en stand-bye una bomba para los acumuladores. El fluido acumulado usualmente es un aceite hidrulico no corrosivo, con un bajo punto de congelamiento. Adems, debe tener buenas caractersticas lubricantes y ser compatible con las partes de caucho del sistema de control. Un conjunto de cilindros, pre cargado con nitrgeno tambin puede ser usado. Los acumuladores estn equipados con un sistema regulador de presin, de forma que si los acumuladores se descargan la bomba comienza a funcionar automticamente, cargando de nuevo los cilindros.

Lnea para matar (Kill line): es una tubera de alta presin que va desde una brazo en el BOP a las bombas de perforacin de alta presin.

Durante las operaciones normales decontrol de pozos, el fluido pata matar el pozo (kill fluid) es bombeado a travs de la sarta de perforacin y el fluido anular es extrado del pozo a travs delchoke line(regulador de flujo de fluido), que baja la presin del lquido a presin atmosfrica.