Manual de capacitación del Ayudante de Perforador

8/9/2019 Manual de capacitación del Ayudante de Perforador

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Los participantes en la actualización delManual de Capacitación de Ayudante delPerforador (Segundo) son los siguientes:

Mario E. Cortez CarranzaPerforador, División Norte

Ángel Hernández CórdobaInspector Técnico de Perforación, División Norte

Miguel Ángel Carbajal TorresInspector Técnico de Perforación, División Sur

Ernesto Bedoya SotoPerforador, División Sur

Carlos Ortiz BetancourtPerforador, División Marina

Ing. Juan Alfredo Ríos Jiménez Gerente de Perforación y Reparación de Pozos

Ing. Víctor Hernández PrietoCoordinador, GMDT

Ing. Alejandro Pérez Melgarejo Especialista de GMDT

Ing. Abelardo Alvarez Aguilar Auxiliar de Capacitación, GMDT

© 2012 PEP-UNP Todos los derechos reservados.

Queda prohibido la reproducción parcial o total del contenido deestá publicación, incluso el diseño.Bajo ningún dispositivo manual o electrónico puede reproducirse,almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni por ningún medio,mecánico u óptico, de grabación o de fotocopia, sin la previaautorización escrita por parte de la Subdirección de la Unidad deNegocio de Perforación (UNP).

Enero del 2013 - Versión 1.1

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Manual de Capacitación de Ayudante del

Perforador (Segundo)

Especialidad: Ayudante del Perforador (Segundo)Tiempo de

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Módulo I Modular de Formación de Ayudante del Perforador (Segundo) Categoría: Ayudante del Perforador (Segundo)



Editorial

Durante la Perforación, Terminación y Reparación de Po-zos Petroleros requiere que cada día quienes trabajan enestas actividades deben de estar mejor capacitados en las

nuevas tecnologías relacionadas con la industria petrolera,principalmente las que se desarrollan en la Unidad de Ne-gocio de Perforación para poder prevenir y resolver losproblemas operativos que se presenten durante las opera-ciones de Perforación, Terminación y Reparación de Pozos.

El propósito de este manual es proporcionar a los trabajadores de la UNP las herramientas necesarias y sucien-tes tanto teóricas como practicas para detectar, o prevenircualquier problema operativo que pueda ocasionar retar-dos durante la perforación del pozo.

Por lo anterior, este manual expone de una manera amenay veraz, garantizando a los trabajadores obtengan los co-nocimientos necesarios en esta categoría para que pue-dan trabajar en forma segura y correcta a través de unalarga experiencia de conocimientos adquiridos por los es-pecialistas (instructores) que se verán reforzados en estemanual.




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Política de Seguridad, Salud en el trabajo y Protecciòn Ambiental:

Política:Petróleos Mexicanos es una empresa eficiente y competitiva, que se distingue por el esfuerzo y el compromiso de

sus trabajadores con la Seguridad, la Salud en el trabajo y la Protección Ambiental, mediante la Administración de

sus Riesgos, el Cumplimiento Normativo con Disciplina Operativa y la Mejora Continua.

Principios:La Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambiental son valores de la más alta prioridad para la producción,el transporte, las ventas, la calidad y los costos.

Todos los incidentes y lesiones se pueden prevenir.

La Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambiental son responsabilidad de todos y condición de empleo.

En Petróleos Mexicanos, nos comprometemos a continuar con la protección y el mejoramiento del medio ambienteen beneficio de la comunidad.

Los trabajadores petroleros estamos convencidos de que la Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambientalson en beneficio propio y nos motivan a participar en este esfuerzo.

R

Sr. Carlos Romero DeschampsSecretario General STPRM

Dr. José Suárez Coppel Director General PEMEX



“Perforar, reparar y dar servicio a pozos

petroleros cumpliendo los estándares de

calidad, 8empo, costo, seguridad, salud y

protección ambiental”

“Somos una empresa perforadora y de

servicios con innovación tecnológica y capital

humano calificado que contribuye a la

generación de valor y al incremento de las

reservas y producción de hidrocarburos”



Sustentabilidad:Nos aseguramos que los estándares alcanzados se mantengan y mejoren en

el 5empo siempre respetando el medio ambiente, así como los derechos y

valores de los trabajadores y de la comunidad.

Innovación:

Buscamos la mejora con5nua u5lizando nuevos métodos de trabajo y equipo

de vanguardia que nos permitan obtener mejores resultados.

Seguridad:

Administramos cuidadosamente los riesgos de los procesos para prevenir

accidentes personales, industriales y ambientales.

Responsabilidad:

Desarrollamos nuestro trabajo con ac5tud, voluntad y sen5do de pertenencia

hacia el cumplimiento de cualquier encomienda.

Lealtad:

Somos fieles a nuestras propias convicciones y aceptamos las ideas y

diferentes formas de pensamiento de quienes creen y conEan en nosotros.

Hones8dad:

Pensamos y hacemos las cosas de manera correcta y con respeto a las leyes y

la norma5vidad que nos rige.



Reglamentos de Labores 17

Capítulo 1. Matemáticas y principios de física II 23

1.1. Introducción 241.2. Elementos básicos de matemáticas 24

1.2.1. Fracciones comunes 241.2.2. Leyes de los exponentes 25

1.2.3. Notación cientíca 26 1.2.4. Manejo de fórmulas 26 1.2.5. Porcentajes 27

1.2.6. Áreas y volúmenes 27 1.2.7. Signos matemáticos y símbolos de potenciales Principales 311.3. Trigonometría 31 1.3.1. Conceptos de trigonometría, funciones trigonométricas y

Medidas en radianes 311.3.2. Valor de una Función trigonométrica 32

1.3.3. Aplicación de la trigonometría en un pozo direccional 321.4. Conocimientos básicos de computación 32 1.4.1. ¿Qué es el Programa de Word? 32 1.4.2. ¿Qué es el Programa de Excel? 341.5. Manejo de fórmulas en hoja de calculo 34

1.6. Manejo del Programa Touch Screen-PEMEX 371.7. ¿Qué es el internet o intranet? 391.8. Ruta de acceso al sistema informático del marco normativo (SIMAN) 40

Capítulo 2. Instalación y desmantelamiento de equipos 45

2.1. Secuencia general de la instalación de un equipo de perforación terrestre 462.2. Secuencia general de la instalación de equipos en la región marina 462.3. Secuencia general del desmantelamiento de equipos terrestres 472.4. Secuencia general para desmantelamiento de equipos marinos para

cambio de localización 482.5. Especicaciones y características de equipos de perforación de pozos 50

Capítulo 3. Uso y manejo eciente del equipo 53

3.1. Cuarto de control y consola de perforación I.P.S., T.P.C. y ROSS-HILL 543.2. Operación normal, restablecimiento de un paro de emergencia a salidas 543.3. Arranque inicial de un equipo de perforación 56

Contenido




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3.4. Características y operación de sistemas de frenos (disco., bandas,

Electromagnéticos, etc) 583.5. Características principales de los malacates 603.6. Características y operación de las bombas de lodo 653.7. Guía de operación del equipo pm-317 69 3.7.1. Información general 70 3.7.2. Descripción del equipo 70 3.7.3. Ficha técnica del equipo 71 3.7.4. Ubicación de componentes en el equipo PM-0317 72 3.7.5. Guía de operación del equipo 73 3.7.6. Lista de vericación para el perforador antes de iniciar la perforación 78 3.7.7. Perforar 81 3.7.8. Lista de vericación que debe seguir el perforador

para sacar y meter tubería 83 3.7.9. Meter tubería 90 3.7.10. Lista de vericación que debe seguir el perforador antes

de introducir TR 92 3.7.11. Introducir TR 93 3.6.12. Instalar BOP´s 95 3.7.13. ¿Qué pasa si…? 97

Capítulo 4. Sistema de Izaje II 994.1. Características del cable de perforación 1004.2. Puntos críticos en el guarnido de un mástil 1144.3. Signicado de las toneladas kilometro 1164.4. Razones por las cuales se desliza y se corta un cable 1204.5. Cuidado y problemas más comunes del cable 1224.6. Carga máxima de acuerdo al número de líneas 1284.7. Componentes del sistema de izaje 1304.8. Tipos de anclas 130

Capítulo 5. Sartas de perforación II 135

5.1. Especicaciones y características de tuberías de perforación (T.P.) 136 5.1.1. Aceros Utilizados para la Fabricación de Herramientas Tubulares 1365.2. Funciones y componentes de una sarta de perforación 140 5.2.1. Funciones 140 5.2.2. Componentes mas comunes 1415.3. Diseño del aparejo de fondo 143

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5.3.1. Conguración del ensamble o aparejo de fondo 143

5.3.2. Longitud de la tubería extrapesada según la conguracióndel ensamble 145 5.3.3. Punto neutro 145 5.3.4. Criterios de estabilización de la sarta de perforación 145 5.3.5. Teorías de los juegos de fondos 1485.4. Aplicación de la Ley de Hooke y tipos de esfuerzos 1495.5. Diseño de una sarta de perforación 152 5.5.1. Aplicaciones de elongación 152 5.5.2. Consideraciones de diseño y factores de seguridad 153 5.5.3. Diseño de una sarta de perforación por tensión 1545.6. Cuidado y manejo de la sarta de perforación 158

5.6.1. Fallas y esfuerzos en el cuerpo de la tubería de perforación 158 5.6.2. Fallas mas comunes en las conexiones de las tuberías y medidas

preventivas 161 5.6.3. Tipos de especicaciones de las conexiones 162

5.6.4. Recomendaciones para el cuidado y manejo de la tubería 167de perforación

5.7. Factores que se consideran en la sarta de perforación para pozosdireccionales 169

5.7.1. Introducción 1695.7.2. Ángulo critico de agujero 170

5.7.3. Torsión 170 5.7.4 Pandeo de la tubería 1705.8. Anexo de tablas 171

Capítulo 6. Herramientas y equipo en el piso de trabajo 175

6.1. Eslabones 1766.2. Elevador de cuñas 1776.3. Cuñas para tubería 1796.4. Llaves mecánicas de fuerza 1856.5. Llaves hidráulicas de torque 1856.6. Llaves roladoras de tuberías 1886.7. Torquimetros y dinamómetros 1896.8. Enroscador Kelly Spinner 1906.9. Unión giratoria 1916.10. Collarín de seguridad para herramienta 1926.11. Herramientas manuales y seguridad durante su uso y manejo 192




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Capítulo 7. Barrenas 197

7.1. Tipos, diseño y características de barrenas tricónicas 198 7.1.1. Tipos de barrenas 198 7.1.2. Características de diseño 198 7.1.3. Características de las barrenas tricónicas 199 7.1.4. Mecánica de corte de barrenas tricónicas 200 7.1.5. Código IADC de Barrenas Tricónicas 2027.2. Barrenas de cortadores jos (PDC) 203 7.2.1. Clasicación de la barrena de Cortadores os (PDC) 203 7.2.2. Barrenas PDC con cuerpo de acero 205 7.2.3. Barrenas PDC con cuerpo de matriz 205 7.2.4. Barrenas Diamante Natural 206 7.2.5. Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP) 206 7.2.6. Barrena compacta de diamante policristalino (PDC) 206 7.2.7. Código IADC para barrenas de cortadores Fijos 207 7.2.8. Tecnología de los cortadores 2087.3. Mecánica de corte de barrena de inserto y PDC 209

7.3.1. Desgaste auto-alable 2107.4. Prueba de perforabilidad 210

7.4.1. Procedimiento de la Prueba de Perforabilidad 2107.5. Evaluación de desgaste de barrenas tricónicas 210

7.5.1. Calibración 210 7.5.2. Desgaste de baleros para barrenas de dientes de acero y de insertos 211 7.5.3. Desgaste de baleros para barrenas de dientes de acero y de diseño 212 7.5.4. Código de desgaste de las barrenas PDC 212 7.5.5. Sistema de rodamiento 212 7.5.6. Evaluación de desgaste de las barrenas PDC 213 7.5.7. Aplicaciones de las barrenas de cortadores jos

y características de diseño 2167.6. Barrenas bicéntricas y ampliadoras 217 7.6.1. Concepto de sus usos 217 7.6.2. Aplicaciones de las barrenas bicéntricas y condiciones de operación 218

7.6.3. Barrenas ampliadoras 2187.7. Recomendaciones operativas para el manejo y cuidado de las Barrenas PDC 2187.8. Problematica y soluciones en el campo 2207.9. Selección de una barrena tricónica o de cortadores jos (PDC) para perforar 224

Capítulo 8. Fluidos de perforación y terminación II 235

8.1. Introducción 236

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8.2. Clasicación de uidos 236

8.3. Modelos reológicos: plásticos de Bingham, ley de potencia y ley de potencia modicado 2368.4. Tipos de ujos 2378.5. Funciones de los uidos de perforación 2398.6. Tipos, características, componentes y usos de los ujos de perforación 239 8.6.1. Tipos de uidos 239 8.6.2. Características, componentes y usos de los uidos

de perforación 2398.7. Propiedades y análisis físico-químico de los uidos de perforación 241 8.7.1.¿Qué son las propiedades físico-químicas de un uido

de perforación? 241 8.7.2. Densidad 241 8.7.3. Viscosidad (marsh) 242 8.7.4. Propiedades reológicas 242 8.7.5. Tixotropía (gelatinosidad) 244 8.7.6. Sólidos y líquidos 245 8.7.7. Filtrado y enjarre 247 8.7.8. Alcalinidad 249 8.7.9. Cloruros 251 8.7.10. Salinidad 252 8.7.11. Potencial Hidrógeno (ph) 252

8.7.12. Contenido de Arena 253 8.7.13. Estabilidad eléctrica (emulsión) 2548.8. Tipos y usos de materiales químicos para los uidos de perforación 2548.9. Problemas y tratamiento en el uido de perforación base-agua y

base-aceite emulsión inversa 255 8.9.1. Fluidos de perforación base agua 255 8.9.2. Fluidos de perforación base aceite emulsión inversa 2568.10. Control de sólidos en el uido de perforación 256 8.10.1. Clasicación de los sólidos 256 8.10.2. Ventajas de trabajar con bajo contenido de sólidos derivados

de su control 257

8.10.3. Métodos para la remoción de sólidos 257 8.10.4. Equipos de control de sólidos 259 8.10.5. Centrífugas decantadoras 261 8.10.6. Secuencia genérica de instalación de equipos de eliminación

de sólidos 2628.11. Pérdidas de circulación 262 8.11.1. Causas de las pérdidas de circulación 262 8.11.2. Tipos y materiales para el control de pérdidas 263 8.11.3. Tapones Diesel-Bentonita y de Sal para Pérdidas de Circulación 263




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8.11.4. Tapón Diesel-Bentonita (DB) 263

8.12. Operaciones para Desplazamiento de Fluido por Cambio de Base 2678.13. Fluidos de Terminación 270 8.13.1. Conceptos Básicos 270 8.13.2. Propiedades y Preparación de Salmueras 271

Capítulo 9. Hidráulica II 274

9.1. Sistema circulatorio y bombas de lodo 2769.1.1. Sistema circulatorio 276

9.1.2. Bombas de lodo 276

9.1.3. Cálculo del gasto de las bombas de lodos 2789.2. Caída de presión por fricción en el sistema circulatorio 278 9.2.1. Cálculo de la caída de presión 2799.3. Parámetros y cálculos para una optimización hidráulica 279 9.3.1. Optimización hidráulica 279 9.3.2. Lineamiento de gasto de bomba de lodo 279 9.3.3. Parámetros hidráulicos 2799.4. Densidad equivalente de circulación 2829.5. Limpieza del agujero en pozos verticales, direccionales y horizontales 283 9.5.1. Limpieza en pozos verticales 283 9.5.2. Limpieza en pozos direccionales y horizontales 283

9.6. Formulario de hidráulica 2849.7. Aplicación practica (diseño hidráulico) 2899.8. Anexo de tablas de especicaciones de bombas de lodo 291

Capítulo 10. Tubería de revestimiento II 299

10.1. Objetivo y clasicación de las tubería de revestimiento (TRS) 30010.2. Propiedades mecánicas de la tubería revestimiento (TR) 30310.3. Tipos de conexión y aprietes de TR 305 10.3.1 Tipos y características de las Conexiones 30510.4. Aprietes para TR 30910.5. Esfuerzos de la tubería de revestimiento durante la introducción

y cementación 31210.6. Tipos y funciones de los accesorios de la sarta de TR 31410.7. Equipos de supercie 32110.8. Preparativos y recomendaciones de seguridad en las operaciones

de introducción de TR y cementación procedimiento 32110.9. Prueba de integridad de las TRS 324

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10.10. Operaciones, recomendaciones y procedimiento en la

introducción de la TR 325

Capítulo 11. Cementaciones 327

11.1. Objetivo y clasicación de la cementación 328 11.1.1. Objetivos de una cementación 328 11.1.2. Clasicación de las cementaciones 32911.2. Clasicación de los cementos API y ASTM 330 11.2.1. Clasicación de los cementos API 33111.3. Diseño de las lechadas de cemento 33311.4. Aditivos para cemento 33611.5. Preparativos y recomendaciones de seguridad en las operaciones

de Introducción de TR y cementación 33711.6. Operación de cementación de primera etapa con cople stab-In 34311.7. Aplicación. equipos y cálculos para la cementación de TR corta (liner) 347 11.7.1. Aplicación de Tubería Corta (Liner) 347 11.7.2. Check list de introducción de tubería corta (liner) 349 11.7.3. Cálculo de la cementación de una tr corta (liner) 350 11.7.4. Cementación del complemento 7” 351 11.7.5. Recomendaciones operativas para una cementación 352 11.7.6. Factores del fracaso de una cementación 354

11.8. Operación y condiciones de la lechada para cementar una TR en zonasde presiones sub-normales 35511.9. Cálculo del volumen de agua para una cementación 35711.10. Prueba de integridad de las TR´s 357

Capítulo 12. Sistema de conexiones superciales de control (scsc) 361

12.1. Recomendaciones para la instalación, operaciones y mantenimiento del sistema de conexiones superciales de control 362 12.1.1. Instalación del conjunto de preventores y conexiones

superciales de control 362

12.2. Unidad para operar preventores 363 12.2.1. Depósito almacenador de uido 363 12.2.2. Clasicación de los acumuladores 364 12.2.3. Capacidad volumétrica 364 12.2.4. Requerimiento de volumen de uido hidráulico en los acumuladores 365 12.2.5. Requerimientos de presión y precarga de los acumuladores 366 12.2.6. Volumen utilizable por acumulador de acuerdo a la ley de

Boyle o ley de los gases a temperatura constante 366 12.2.7. Fuentes de energía, requerimientos de las bombas 367




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12.2.8. Descripción de partes sistema Koomey con energía adicional n2 370

12.2.9. Consola de control remoto 372 12.2.10. Requerimientos para válvulas, conexiones y líneas 372 12.2.11. Pruebas de operación y funcionamiento del sistema 373 12.2.12. Cierre de preventor usando el sistema de respaldo 37412.3. Cabezales, medio árbol de producción y accesorios 375 12.3.1. Componentes y operación del cabezal compacto

(Cameron de 11” - Split Speed Wellhead) 376 12.3.2. Instalación de medio árbol de válvulas de producción 380 12.3.2.1. Prueba del medio árbol de válvulas de producción 381 12.3.2.2. Lubricador, herramienta para insertar y remover válvulas 381 tipo “h” y tapones

12.3.2.3. Válvulas tipo “H” y tapones 384 12.3.3. Cabezal de TR convencionales 385 12.3.3.1. Niveles de especicación de los cabezales (psl´s) 387 12.3.3.2. Rango de presión 387 12.3.3.3. Clases de material 389 12.3.3.4. Nomenclatura de identicación de cabezales 389 12.3.4. Descripción del conjunto de cabezales y medio árbol de válvulas

de producción FMC 390 12.3.4.1. Descripción del conjunto de cabezales y medio árbol

de válvulas de producción 393 12.3.4.2. Árbol de selección de cabezales y accesorios básicos

y convencionales 39412.4. Tipos y características de preventores de reventones 395 12.4.1. Inspección física del conjunto de preventores 395 12.4.2. Sistema desviador de ujo 396 12.4.3. Preventor esférico 398 12.4.3.1. Especicaciones de preventores esféricos más comunes 400 12.4.4. Tipos de preventores de arietes 403 12.4.4.1. Descripción de las características del preventor de

reventones tipo “U” 404 12.4.4.2. Dimensiones de un preventor sencillo (Cameron tipo “U”) 406 12.4.4.3. Especicaciones de preventor doble Cameron tipo “U” 407

12.4.4.4. Características de diseño del preventor Cameron “UM” 40912.5. Tipos y características de los arietes 410 12.5.1. Arietes anulares 411 12.5.2. Arietes variables (ajustables) 412 12.5.3. Arietes ciegos 412 12.5.4. Arietes de corte 414 12.5.5. Corte de tubería con “Rams de corte “(geométricamente) 415 12.5.6. Empaquetadura de preventores (elastómeros) 41512.6. Tipos de carretes y partes de repuestos necesarios en el equipo 417

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12.7. Identicación de bridas y anillos 418

12.7.1 Birlos, espárragos y tuercas 42012.8. Válvulas de contrapresión y de seguridad supercial 424 12.8.1. Válvulas de la echa 424 12.8.2. Válvulas de seguridad (válvula de pie) 426 12.8.3. Preventor interior 426 12.8.4. Válvula de contrapresión 42712.9. Estandarización y selección de arreglos de preventores

(en equipos terrestres) 430 12.9.1. Arreglo estándar de conexiones superciales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones

máximas de 3000 psi 430

12.9.2. Arreglo estándar de conexiones superciales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presionesmáximas de 5000 psi 431

12.9.3. Arreglo estándar de conexiones superciales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones

máximas de 5000 psi para perforar bajo balance 432 12.9.4. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas jas y autoelevables 433 12.9.5. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios

con presiones máximas de 5000 psi en plataformas jasy autoelevables 434

12.9.6. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000 psi en plataformas jas y autoelevables paraperforar casquete de gas, bajo balance y con ujo controlado 435

12.9.7. Arreglo para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10000 psi en plataformas jas y autoelevables para

perforar casquete de gas 436 12.9.8. Arreglo para pozos exploratorios de alta presión terrestres 437 12.9.9. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi para yacimientos

de gas en formaciones de terciario 438 12.9.10. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, cabezal soldable

16 ¾” 3000 psi 439

12.9.11. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, cabezal soldable20 ¾” 3000 psi 440

12.9.12. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi para yacimientosde gas en formaciones de terciario 441

12.9.13. Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5000 psi (cabezal compacto) 442 12.9.14. Arreglo de conexiones superciales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en

plataformas jas y autoelevables 443




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12.10. Arreglos de arietes para introducir TR 444

12.11. Arreglo estándar de múltiples de estrangulación para perforación, terminación y mantenimiento de pozos 447 12.11.1. Múltiples y líneas de estrangular 447 12.11.2. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para

perforación, terminación y reparación terrestre 5000 psi(con cámara de expansión) 449

12.11.3. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación paraperforación, terminación y reparación terrestre 10,000 psi(con cámara de expansión) 450

12.11.4. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación paraperforación, terminación y reparación terrestre 15,000 psi

(con cámara de expansión) 451 12.11.5. Condiciones de las válvulas abiertas/cerradas en el ensamblede estrangulación de 5, 000, 10,000 y 15,000 psi, terrestre.( sin cámara de expansión) 452

12.11.6. Arreglo para perforación, terminación y mantenimientoen plataformas jas y autoelevables de 5000 psi * 453

12.11.7. Arreglo para perforación, terminación y mantenimientoen plataformas jas y autoelevables de 10000 psi * 454

12.11.8. Normas y reglamentos. normas de seguridad No. Av-2Pemex 455

12.12. Tipos y operación de estranguladores 455

12.13. Desgasicador de lodo y separador gas/lodo 45912.14. Conexiones superciales para desviar ujo 460 12.14.1. Preventor rotatorio 460 12.14.2. Cabeza rotatoria 46112.15. Pruebas hidráulicas 463 12.15.1. Normatividad (API-RP 53) y recomendaciones para las

pruebas hidráulicas 463 12.15.2. Tipos y manejo de los probadores 465 12.15.3. Cálculo de la tensión y selección del tubo con probador de

copas sin mandril de asiento 466

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REGLAMENTO DE LABORES

23.52.08 AYUDANTE DE PERFORADOR-ROTARIAPágina 1 de 4

ACUERDO NO. CNMT-RL-23.52.08-01-0407-02/2012

ÚNICO: LA COMISIÓN NACIONAL MIXTA DE TABULADORES DE PETRÓLEOS MEXICANOS, ENUSO DE SUS ATRIBUCIONES CONTENIDAS EN EL ANEXO NÚMERO 8 CONTRACTUAL, EMITEEL PRESENTE REGLAMENTO DE LABORES ACTUALIZADO PARA LA CATEGORÍA: AYUDANTEDE PERFORADOR-ROTARIA, CLASIFICACIÓN: 23.52.08

I.- DATOS DE IDENTIFICACIÓN DEL PUESTO

NOMBRE DEL PUESTO: AYUDANTE DE PERFORADOR-ROTARIA

CATEGORÍA: AYUDANTE DE PERFORADOR-ROTARIACLASIFICACIÓN:23.52.08

II. PROPÓSITO DEL PUESTO:

COORDINAR, DISTRIBUIR Y SUPERVISAR LOS TRABAJOS QUE SE REALIZAN EN LOSEQUIPOS DE PERFORACIÓN DE POZOS DE ACUERDO A LAS INSTRUCCIONES DE SUSUPERIOR INMEDIATO, A FIN DE CONTRIBUIR A LA CONFIABILIDAD OPERACIONALDEL PROCESO.

III. OBLIGACIONES:

1. EJECUTAR LAS INSTRUCCIONES DEL PERFORADOR PARA LA REALIZACIÓN DELOS TRABAJOS INHERENTES A LA PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS.

2. COORDINAR, SUPERVISAR Y DISTRIBUIR LAS LABORES DEL PERSONAL A SUCARGO, EN LOS TRABAJOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS, ASÍ

COMO CUANDO SE REALICEN ACTIVIDADES DE REENTRADAS YPROFUNDIZACIONES.

3. COORDINAR, SUPERVISAR Y DISTRIBUIR LAS LABORES DEL PERSONAL A SUCARGO EN LOS TRABAJOS DE INSTALACIÓN, OPERACIÓN, MODIFICACIÓN,MANTENIMIENTO, DESMANTELAMIENTO Y REPARACIÓN DEL EQUIPO DEPERFORACIÓN DE POZOS.

4. DESEMPEÑAR LAS FUNCIONES DEL PERFORADOR, EN CASO DE AUSENCIASCORTAS DEL MISMO, CON EL FIN DE QUE LA OPERACIÓN NO SEA INTERRUMPIDA,PREVIA INSTRUCCIÓN SUPERIOR.

5. DESEMPEÑAR LOS TRABAJOS DEL PROCESO DE PERFORACIÓN, INCLUYENDOLOS QUE SE LLEVEN A CABO PARA EL REACONDICIONAMIENTO YMANTENIMIENTO DEL EQUIPO, HERRAMIENTAS Y TUBERÍAS, ASÍ COMO LOS QUETIENEN POR OBJETO EL MANEJO Y CONSERVACIÓN DE MATERIALES QUE SEUSAN EN LAS OPERACIONES DEL ÁREA A SU CARGO.

6. COORDINAR LAS MANIOBRAS DE INSTALACIÓN, DESLIZAMIENTO Y CORTE DECABLE DEL TAMBOR PRINCIPAL DEL MALACATE, ASÍ COMO VERIFICAR LASCONDICIONES FÍSICAS DEL CABLE Y SISTEMA DE ANCLAJE, REPORTANDO A SUSUPERIOR INMEDIATO LAS ANOMALÍAS DETECTADAS.

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7. EJECUTAR LAS OPERACIONES DE MANIOBRAS DIVERSAS CON LOS MALACATES AUXILIARES, APLICANDO LOS PROCEDIMIENTOS VIGENTES, DANDO LAS ÓRDENESNECESARIAS AL PERSONAL A SU CARGO.

8. EFECTUAR RECORRIDOS RUTINARIOS DURANTE SU JORNADA DE TRABAJO,VERIFICANDO LAS CONDICIONES GENERALES Y ESPECÍFICAS DE LOS SISTEMASTALES COMO: IZAJE, FLUIDO DE CONTROL, EQUIPO DE BOMBEO, PRESAS YEQUIPO DE CONTROL SUPERFICIAL, ASÍ COMO EL DIRECCIONAMIENTO ADECUADO DEL POZO, ENTRE OTROS, REPORTANDO A SU SUPERIOR INMEDIATOCUALQUIER ANOMALÍA DETECTADA.

9. SUPERVISAR EL DESARROLLO DE LAS PRUEBAS DE HERMETICIDAD QUE SELLEVEN A CABO EN EL EQUIPO DE CONTROL SUPERFICIAL, REPORTANDO A SU

SUPERIOR INMEDIATO LOS RESULTADOS DE LAS MISMAS.

10. CONOCER LAS CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN Y ESPECIFICACIONESPRINCIPALES DE EQUIPOS, HERRAMIENTAS TUBULARES Y ESPECIALES, USADASEN LAS OPERACIONES QUE SE REALIZAN.

11. SABER INTERPRETAR LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN ASÍ COMO LOSSISTEMAS DE MEDICIÓN, TALES COMO: VOLÚMENES, CAPACIDADES, PESOS,TEMPERATURAS, PRESIONES, PROPIEDADES DE FLUIDOS, ENTRE OTROS, QUECORRESPONDEN AL PROCESO DE PERFORACIÓN.

12. COORDINAR Y SUPERVISAR LOS TRABAJOS DE INSTALACIÓN YDESMANTELAMIENTO DE LAS CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL,CABEZALES Y CONJUNTO DE PREVENTORES.

13. EFECTUAR Y VERIFICAR LOS AJUSTES NECESARIOS AL DISPOSITIVO DESEGURIDAD DE PROTECCIÓN DE GOLPES A LA CORONA, DE ACUERDO A SUPROCEDIMIENTO OPERATIVO.

14. COORDINAR Y SUPERVISAR LOS TRABAJOS DE MANTENIMIENTO DEL EQUIPO DECONTROL DE SÓLIDOS, BOMBAS DE LODO, PRESAS Y SISTEMA DE CIRCULACIÓNDEL FLUIDO DE CONTROL.

15. COORDINAR Y SUPERVISAR LOS TRABAJOS DE LIMPIEZA Y CONSERVACIÓN DELEQUIPO EN GENERAL.

16. REGISTRAR, CONTROLAR Y REPORTAR EN LOS SISTEMAS Y MEDIOSINSTITUCIONALES, DOCUMENTALES, ELECTRÓNICOS Y/O DE CÓMPUTOESTABLECIDOS, TODA INFORMACIÓN NECESARIA PARA DAR SEGUIMIENTO A LOS

TRABAJOS ASIGNADOS, RELACIONADA CON LAS ACTIVIDADES ADMINISTRATIVAS,TÉCNICAS, OPERATIVAS Y DE SEGURIDAD CONTENIDAS EN EL PRESENTEREGLAMENTO.

17. EFECTUAR LA ENTREGA-RECEPCIÓN PARA LA CONTINUIDAD DE LOS TRABAJOS AREALIZARSE Y AVANCES DEL PROGRAMA DE OPERACIÓN EN EL ÁMBITO DE SUCOMPETENCIA, AL INICIO Y TÉRMINO DE SU JORNADA DE TRABAJO.




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18. PARTICIPAR EN LA ELABORACIÓN DE LOS PERMISOS DE TRABAJO CON RIESGO,VERIFICANDO QUE CUMPLAN CON LOS REQUISITOS Y AUTORIZACIONES, PARAEFECTUAR LOS TRABAJOS PROGRAMADOS, DÁNDOLOS A CONOCER ALPERSONAL A SU CARGO, INFORMÁNDOLE DE LOS PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS A SEGUIR.

19. ELABORAR, ENTREGAR Y CONTROLAR LOS REPORTES ADMINISTRATIVOS,OPERATIVOS Y DE SEGURIDAD REQUERIDOS PARA INFORMAR A SU SUPERIORINMEDIATO SOBRE LAS ACTIVIDADES REALIZADAS Y EN GENERAL SOBRE ELDESARROLLO DE LOS TRABAJOS ASIGNADOS, ADEMÁS DE CUALQUIER ANOMALÍAQUE OBSERVE EN RELACIÓN CON LA INSTALACIÓN, EL EQUIPO O EL PERSONAL ASU CARGO.

20. SOLICITAR OPORTUNAMENTE A SU SUPERIOR INMEDIATO LOS MATERIALES,HERRAMIENTAS, REFACCIONES, ACCESORIOS Y EQUIPOS NECESARIOS PARA LAEJECUCIÓN DE LOS TRABAJOS ENCOMENDADOS, REPORTANDO LOS CASOS ENQUE PRESENTEN ALTERACIONES EN SUS CONDICIONES O FUNCIONAMIENTO.

21. SOLICITAR AL SUPERIOR INMEDIATO CUANDO SE REQUIERA EL APOYO DEPERSONAL DE OTRAS ESPECIALIDADES, PARA DAR CUMPLIMIENTO A LAS ACTIVIDADES DE OPERACIÓN, VERIFICANDO LA EJECUCIÓN DE LOS TRABAJOSCORRESPONDIENTES.

22. EJECUTAR LOS TRABAJOS DE SU CATEGORÍA DE ACUERDO CON LAS ÓRDENES EINSTRUCCIONES DE SU SUPERIOR INMEDIATO, LAS CUALES PODRÁN SER ENFORMA VERBAL O POR ESCRITO, APOYADAS POR MEDIO DE MANUALES, NORMAS,PROCEDIMIENTOS, DIBUJOS, ISOMÉTRICOS, PLANOS Y DIAGRAMAS CONNOMENCLATURA E INSTRUCCIONES EN ESPAÑOL, MISMOS QUE DEBERÁ SABERINTERPRETAR.

23. DISTRIBUIR Y ASIGNAR LOS TRABAJOS AL PERSONAL A SU CARGO, DANDOINSTRUCCIONES EN FORMA VERBAL O POR ESCRITO Y EN SU CASO APOYADOCON MANUALES, NORMAS, PROCEDIMIENTOS, DIBUJOS, ISOMÉTRICOS, PLANOS YDIAGRAMAS, ASESORÁNDOLOS SOBRE LA MEJOR MANERA DE EFECTUAR SUS ACTIVIDADES.

24. CUMPLIR Y VERIFICAR QUE EL PERSONAL A SU CARGO CUMPLA CON LASDISPOSICIONES Y PROCEDIMIENTOS EN MATERIA DE RESIDUOS PELIGROSOS YNO PELIGROSOS.

25. VERIFICAR QUE EL PERSONAL A SU CARGO GUARDE LOS EQUIPOS YHERRAMIENTAS DE TRABAJO, ASÍ COMO RECUPERE Y CLASIFIQUE LOS

MATERIALES SOBRANTES AL TÉRMINO DE LA JORNADA.

26. PARTICIPAR EN LA DETECCIÓN DE NECESIDADES DE CAPACITACIÓN DELPERSONAL A SU CARGO, ASÍ COMO ASISTIR A LOS CURSOS DE CAPACITACIÓN Y ADIESTRAMIENTO PROGRAMADOS POR LA INSTITUCIÓN, PARA MANTENERSE ACTUALIZADO SOBRE LOS AVANCES TÉCNICOS Y DE SEGURIDAD RELACIONADOSCON LOS TRABAJOS DE SU ESPECIALIDAD.

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27. ASISTIR Y PARTICIPAR EN LA REUNIÓN DE INICIO DE JORNADA, DONDE ENTREOTROS ASPECTOS SE REALIZA LA JERARQUIZACIÓN DE ACTIVIDADES DEL DÍA.

28. PARTICIPAR EN LA ELABORACIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE PROGRAMASOPERATIVOS Y CENSOS DE EQUIPOS, ASÍ COMO EN LA ACTUALIZACIÓN DEPROCEDIMIENTOS CONFORME A LAS ACTIVIDADES DESCRITAS EN EL PRESENTEREGLAMENTO.

29. PARTICIPAR EN EL ANÁLISIS Y DESARROLLO DE PROPUESTAS PARA LA MEJORA O ADECUACIÓN DE LA FUNCIONALIDAD DE LOS EQUIPOS Y/O SISTEMAS, ASÍ COMODE LOS TRABAJOS A EFECTUAR.

30. APLICAR, PROMOVER Y PARTICIPAR EN EL CUMPLIMIENTO DEL REGLAMENTO DE

SEGURIDAD E HIGIENE DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOSSUBSIDIARIOS.

31. PARTICIPAR EN LOS PROGRAMAS INSTITUCIONALES DE SEGURIDAD, CALIDAD,SALUD, PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE Y DE ORDEN Y LIMPIEZA QUE APLIQUEN EN SU ÁREA DE TRABAJO.

32. VERIFICAR PREVIO AL DESARROLLO DE LOS TRABAJOS EN COORDINACIÓN CONEL RESPONSABLE DE ÁREA, QUE EL LUGAR DONDE SE EJECUTE LA ACTIVIDADCUMPLA CON LAS MEDIDAS DE SEGURIDAD ESTABLECIDAS.

33. REPORTAR INCIDENTES Y ACCIDENTES QUE OCURRAN EN SU ÁREA DE TRABAJO,PARTICIPANDO EN EL ANÁLISIS DE LOS MISMOS CUANDO SEA REQUERIDO.

34. EMPLEAR EL EQUIPO E IMPLEMENTOS DE PROTECCIÓN PERSONALPROPORCIONADOS POR LA EMPRESA QUE SE REQUIERAN PARA EL DESARROLLODE SUS ACTIVIDADES.

35. CUMPLIR CON LOS PLANES DE EMERGENCIA EN LAS CONTINGENCIAS YPARTICIPAR EN LOS SIMULACROS CON EL PROPÓSITO DE SALVAGUARDAR SUINTEGRIDAD FÍSICA, LA DEL PERSONAL, LAS INSTALACIONES Y EL MEDIO AMBIENTE.

36. MANTENER LIMPIA Y ORDENADA SU ÁREA DE TRABAJO, ASÍ COMO VERIFICARQUE EL PERSONAL A SU CARGO CUMPLA CON ESTA ACTIVIDAD EN EL SITIODONDE EFECTÚEN SUS TRABAJOS.

37. CONOCER EL REGLAMENTO DE LABORES DE SU CATEGORÍA, ASÍ COMO LOS DELPERSONAL A SU CARGO.

38. REALIZAR EN CASO NECESARIO TODAS AQUELLAS LABORES QUE AUN SIENDO DEINFERIOR CATEGORÍA, GUARDEN ANALOGÍA O CONEXIÓN CON SU ESPECIALIDAD.

MÉXICO, D.F. A 28 DE FEBRERO DE 2012DE ACUERDO AL ACTA PROTOCOLARIA DE FORMALIZACIÓN DE LOSREGLAMENTOS DE LABORES DE FECHA 28 DE FEBRERO DE 2012




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1.1 Introducción

Es de conocimiento general que la “matemática”es la base de todo estudio cientíco y

tecnológico, así como la aplicación en nuestravida diaria. El mundo de las matemáticas esfantástico, interesante y sorprendentementeaplicable, que es imposible encontrar suslimitaciones.

1.2. Elementos básicos dematemáticas

1.2.1. Fracciones comunes

Sabemos bien que toda fracción común esmenor que la unidad, siendo aplicada paradividir el entero o la cantidad total en partesiguales. Un número decimal se puede indicarcomo una fracción, como se indica en lossiguientes ejemplos:

Interpretación: 5/8, nos indica que el enteroestá dividido en 8 partes iguales y se toman 5de ellas. El número 5 se denomina numerador

y el 8 denominador.

Conversiones: Fracción en decimal einversamente.

Propiedad de la fracción: Si a una fracción semultiplica o se divide por un mismo número,diferente de cero, la fracción no se altera.

Aplicación: Simplicar y encontrar lasequivalencias de las siguientes fracciones:

Operaciones con fracciones: Las cuatrooperaciones fundamentales con las fracciones,ejemplicaremos su resolución práctica de lasiguiente forma:

Pasos a seguir: √ Número divisible entre: 2, 8 y 4, el mínimoes 8. √ Dicho número se divide entre cada uno deellos y el resultado se multiplica por cadanumerador.

Posteriormente se sumas estas cantidadesy se coloca como denominador el calculadoen el primer paso. En este caso, como se tratade una fracción impropia, se convierte a unnúmero mixto (número compuesto por unentero y una fracción común).

5 / 8 = 0.625

1 / 4 = 0.250

0.625=625 125 25 5

1000 200 40 8= = =

0.250= 25 / 100

= 5 / 20

=1 / 4

Sumar: 1 / 2”,3 / 8” y

1 / 4”

1” 3” 1” 4 3 2 9 1+ + + + +2 8 4 8 8 8

= = 1

= 4, 4 x 1 = 48

2= 1, 1 x 3 = 3

8

8= 2, 2 x 1 - 2

8

4

Entero 1

8 98

11

1

"8

7"2

1Restar a

0.425 / 1000=0.425 25

1000 25= 17 /

40

....

28 / 32

=28 4

32 4= 7 / 8

..

.

.1 / 2=

1 x 4

2 x 4= 4 / 8”

5 / 8=

5 x 4

8 x 4= 20 /

32”=

20 x 2

32 x 2= 40 /

64”

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Capituló 1. Matemáticas y Principios de Física II

24



Los pasos a seguir son iguales a los de la suma,con la diferencia que en lugar de sumar serestan los productos obtenidos.

Numero divisible entre 8 y 2, es 8

En caso de sumar y restar números mixtos,se puede realizar las operaciones en formaseparada, primero se suman o se restanlas partes enteras y luego se realizan lasoperaciones de las fracciones. Si se requiere

multiplicar o dividir, se requiere convertirlos números mixtos a fracciones impropiasy posteriormente se realizan las operacionescomo en las fracciones comunes. Acontinuación tenemos un ejemplo de estaúltima operación. Conversión de un númeromixto a fracción impropia:

1.2.2 Leyes de los exponentes

El expresar una potencia, es indicar el númerode veces que se multiplica una cantidad porsi misma. De esta forma: 34= 3x3x3x3= 81, 81es la cuarta potencia de 3, ó 3 elevado a lacuarta potencia; siendo el 4, el exponente, quenos indica el número de factores iguales a labase que es 2. A continuación enumeraremoslas leyes de los exponentes que son las bases

para realizar las operaciones con potencias.

1) Producto de dos potencias con la mismabase:

2) División de dos potencias con la mismabase:

3) Potencia de la potencia de un número:

4) Inverso de una potencia:

7” 1” 7 - 4 3”8 2 8 8__ - __ - _____ = __

x 1 1 x 7 = 788

x 4 4 x 1 = 482

Multiplicar: 1 / 2” y 3 / 8”, 3 / 4”,

1 / 2” y 3”

1

89

1

Dividir:2

1 entre4

3 y4

3 entre 2

2 8

3

x +

198= 2 x 8 = 16 16 + 3 = 19

am x an = a m+n x2, x3 = x 2+3 = x5

22 x 22 = 2 2+2 = 24 =16

(Ɋ m) n = Ɋ mxn

(X 2 )3 = X 2x3 = X 6

(2 2 ) 2 = 2 2x2 = 24 = 16

2

1

4

3

6

4

3

2

4

32

4

3 1

2

8

3

x _.. = =

_.. =

_..

x=

= am-n

= y3-2 = y1 = y

=4 5-3 = 42 =16

am

an

y3

y2

45

43

an = a -1

(cambio de signo en el examen) x-2 = 1

x-2

y3 = 1

y-3

1”2

3”8x x 3”

16= 3”4 x 1”

2 x 3 =

1= =3 x 1 x 34 x 2 x 1

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5) Potencia con exponente en fracción:

1.2.3 Notación cientíca

Se tienen cantidades que se pueden expresaren potencias de base 10, denominándosenotación cientíca, por ser cantidadesrelativamente altas o mínimas como serepresentan en los siguientes ejemplos:

El exponente de la potencia nos indica elnúmero de traslado de posición del puntodecimal, siendo positivo si es hacia la izquierday negativo si es a la derecha. Si se desea hacerla operación inversa sí el exponente es positivose agregan ceros tantas posiciones se corra elpunto decimal hacia la derecha y en caso deser negativo, se agregan ceros después de lacifra signicativa.

1.2.4 Manejo de fórmulas

El manejo de fórmulas consiste en saberinterpretar su objetivo, la sustitución adecuada

de sus elementos o símbolo de acuerdo a loque representan y el buen desarrollo de lasoperaciones en forma sistemática y lógicaexpresada en la misma. En el área de Ingenieríade Perforación y Mantenimiento de Pozos, semaneja en los cálculos un buen número deellas, por lo tanto, haremos unos ejemplos

para crear bases y conocimientos, en este tipode operaciones.

1) En este ejemplo, observe lo siguiente:

A. Que la sustitución de los valores en lafórmula, es de acuerdo a como lo indicacada literal.

B. La indicación de una multiplicación, sepuede anotar en forma de paréntesis, sinanotar el signo de multiplicación, a comose tiene en el siguiente ejemplo:

C. Es conveniente iniciar las operaciones conlas indicadas en el paréntesis.

axb= (a) x (b) = { a } { b } = [ a ] [ b ] = a (b) = a • b

2) En los cálculos realizados en las operacionesde perforación y mantenimiento de pozos,se aplican fórmulas que se deducen de lasoriginales, simplicándolas, sustituyendovalores de constantes, introduciendo factoresde conversión, y utilizar en las sustituciones

de sus elementos las unidades más usualesde medida en el área de operaciones. Algunasveces, por lo anterior,se le denomina fórmulas prácticas. Lo expuestoobliga, a que se sustituyan los valores de cadaletra a como se le formule la nomenclatura.

am/n= √amx3/2= √x3= √x3

22/3=√22 =√43

n

3

300,000.00 km/seg = 3.0 x 105 km/seg

0.074 mm = 74.0 x 10-3 mm

3.0 x 105 m = 3000,000.00

2.0 x 10-4 cm = 0.0002 cm

Sustituciones y ope-ración

Información

B= 40,000.0D= 1,800.0T= 40t= 12M= 120C=?

B + D ( T + t )MC =

40,000.0 + 1800 ( 40 + 1

40,000.0 + 1800 ( 52)

40,000.0 + 93,600.0

133,600.0

120

120

120

120

C=

C=

C=

C=

C= 1, 113.33

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Fórmula para detectar el punto libre (L) Ejemplo

40.09= Factor de conversiónL= Longitud del punto Libre, en m.PL= Pesos del cuerpo del tubo (Parte lisa),

en lb/piee = Elongación de la tubería, en cmT2 = Tensión nal, en tonT1 = Tensión inicial, en ton

Efectué el cálculo de elongación con los

siguientes datos:

Datos: Peso del cuerpo del tubo: 17.93 lb/pie (26.72kg/m)Elongación: 25.0 cmTensión inicial: 120.0 tonTensión nal: 125.0 ton

Sustituciones y operación

1.2.5 Porcentajes

Si la unidad o el total se divide en 100 partesiguales, estamos expresando dicha cantidadcomo fracción de ciento, recibiendo el nombrede porcentaje, utilizando el símbolo de por

ciento (%). Por ejemplo el 20%, signica20/100. Para realizar operaciones en este caso,se distinguen tres elementos básicos:

Para realizar operaciones con el por ciento, esnecesario expresarlo en forma decimal, paraesto se divide entre 100 y se elimina el símbolo%.

Ejemplos

1) ¿Qué cantidad de ácido se le agrega a unvolumen de uido de 30 m3 si se desea al 8%?8% 0.08Porcentaje= 30 m3 x 0.08 = 2.4 m3

2) De un tanque de diesel de 4,000.0 L, se hanextraído 1,500.0 L ¿Qué por ciento queda enel tanque?

4,000.0 - 1,500.0 = 2,500.0 L en el tanque

100 – 37.5 = 62.5 % en el tanque.

* Para convertir los decimales en por ciento semultiplica por 100 y se le agrega el símbolo %.

3) Si 3500 lb/pg2 es el 70% de la capacidadtotal de una herramienta determinada. ¿Cuáles el 100% de la resistencia?

1.2.6 Áreas y volúmenes

Área es la medida de todo espacio ocupado

por una supercie.

La determinación de las áreas y volúmenes enun pozo es bastante amplia, como ejemplotenemos: La instalación de un equipo conbase en el plano o croquis donde se tienendimensiones de guras geométricas y áreas

40.09 x 17.93 x 25125 - 120L=

L= 3594.0 m

Base: Es la cantidad totalPorcentaje: Es una parte de la cantidad total dividida en 100partes iguales.Por ciento: Nos indica las partes iguales que se aplican.

Porcentaje = (Base) x (Por ciento)

Porcentaje

Base Por cierto = =1500 L

4000 L

5000 lb/pg 2

Porcentaje

Por ciento Por cierto = =3,500 lb/pg 2

0.70

40.09kg/m x PLxe

T2 - T1L=

= 0.375 x 100 ≈ 37.5%




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de supercies de la localización total y decada uno de sus componentes, áreas delas supercies donde se aplican presiones,volúmenes de tanques y presas, volúmenes en

el pozo y tubería, etc. A continuación, tenemosun resumen de las fórmulas más usuales enestos temas.

Figura Geométrica Descripción de

elementos Fórmula

Rectangulo

a= Lado mayor

b= Lado menor

A= Área

P= Perímetro

Cuadrado

a y b, lados iguales

A= Área

P= Perímetro

2

P= 4a

Círculo

C= Circunferenciat= tangente en

punto (P)

s= secante

D= Diámetro

r= radio

c= centro

π

π π

Triángulo

a= altura

b= base

a

b

a

b

s sQ

P

t

D i á m

e t r o

( D )

c R a d i o

P e

r i m e t

r o

o C

i r c u n

f e renc i a

b

a

A = a X b

P = 2a + 2b

= 2 (a + b)

A = a

A = D2

4

= 0.7854 x D C2

= 2 r = D

D = 2r

A= ba

2

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TRIÁNGULO RECTÁNGULO

a y b= Lados o catetos

c= hipotenusa

A, B y C = ángulos

C= 90°

A + B= 90°

A =2

P= a+b+c

Teorema de Pitágoras:

c2= a

2+b

2

c= √ a2+b

2

PARALELOGRAMA

b= base

a= altura

c= lado inclinado

α = ángulo del lado inclinado

A= ab

A= b • c sena

TRAPECIO

b= Lado mayor c= Lado menor

a= altura

CORONA CIRCULAR

r= radio menor

R= Radio mayor

A= Área de la corona

circular (área transversal)

d= diámetro menor

D= Diámetro mayor

PARALELEPIPEDO

CILINDRO

ba

#+

2

A= (R2 - r2)

A= 0.7854 (D2-d2)

b c a A= ( )

a= Largo

b= Ancho

c= Altura

V= Volumen

V= a • b • c

D= Diámetro a= Altura

V= Volumen C= Capacidad unitaria, en Lts/m

D= Diámetro interior, en pg

V 0.7854 x D2 x a

Aplicación en el pozo :

C= 0.5067 x Di

2

V4

D2 x a x=

-

-




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CILINDRO HUECO

D= Diámetro mayor

d= diámetro menor

a= altura

V= Volumen

Ca= Capacidad anular, en lts/m

D i= Diámetro interior de una T.R. o

agujero en pg

de= diámetro exterior de

la tubería,

en pg

V= /4 x a (D2 - d 2 )

V= 0.7854 a (D2 - d 2 )

Aplicación en el pozo Ca= 0.5067 (Di

2 - d e2 )

TANQUE CILÍN DRICO EN

POSICIÓN HORIZONTAL

PARCIALMENTE LLENO

L= Largo del tanque, en m

D= Diámetro del tanque, en m

r= radio del tanque, en m

(D/2)

h2 = altura del nivel del fluido, en m

V= Volumen del fluido

a

diferentes

niveles, en

m3

V = 1.33 x h2

x L x 0.608 D

H -

TANQUE ELÍPTICO

A= Eje mayor, en m

B= Eje menor, en m

L= Largo del tanque, en m V= Volumen total, en m3

V= 0.7854 x A x B x L

ESFERA

D= Diámetro

r= radio

V= Volumen

A= Área

V= D3

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1.2.7 Signos matemáticos y símbolos depotencias principales

± Más o menos

109

= 1,000,000,000 giga (G)102 = 100 hecto (h)≠ No igual106= 1,000,000 mega (M)101 = 10 deca (da)~ Equivalente a103= 1,000 kilo (K)

≈ Aproximadamente igual≤ Menor o igual que> Mayor que

II Paralelo< Menor que Perpendicular≥ Mayor o igual que

1.3 Trigonometría

Actualmente el uso de la trigonometría enlos proyectos de ingeniería y en el campo, esbásica y de suma importancia, por la planeación

y perforación de los pozos direccionalesdesarrollados en el área. Es por esto que acontinuación expondremos los conocimientosque serán de apoyo cuando se trate del temade la perforación direccional.

1.3.1 Conceptos de trigonometría, funcionestrigonométricas y medidas en radianes

Trigonometría: Es el estudio de las relacionesentre los lados y los ángulos de un triangulo

por la funciones trigonométricas de losángulos. Dichas funciones principales son:seno (sen), coseno (cos) y tangente (tg o tan) yotras tres inversas.

Funciones trigonométricas: Se denen porlas relaciones entre los lados de un triángulo

rectángulo y sus ángulos. Si denominamoslado o cateto adyacente al lado que seencuentre formando el ángulo que se trate y alotro opuesto, tenemos entonces, las siguientes

relaciones:

Medida en radianes: Existe otra forma demedir un ángulo y es por medio de radianes,siendo de uso en todas las aplicaciones detrigonométricas que requieren el cálculo. Unradian se dene como el ángulo central quetiene un arco de longitud igual al radio, comose muestra en la siguiente gura:

Sen A =

Cos A =

Tag A =

=

=

=

Lado Opuesto al < A

Lado Adyacente al < A

Lado Opuesto al < A

a

b

a

Hipotenusa

Hipotenusa

Lado Adyacente al < A

c

c

b

a y b lados que formanel ángulo recto (90°)c= hipotenusa b lado adyacenteal ángulo A y a suopuesto

AOB= 1 radián

Arco AB= radio

Fórmulas de conversión:

1 =

1 á =( )




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1.3.2. Valor de una función trigonométrica

Para encontrar el valor de una función,conociendo el ángulo, se pueden obtener

usando una calculadora cientíca, en donde setienen las siguientes teclas sin, cos y tan, paracomputar los valores de estas funciones.

Ejemplo. Encontrar el valor de las siguientesfunciones, utilizando su calculadora cientíca.

sen 28° = ? tan 32.5° = ? cos 30° = ?

Solución:

Primero asegúrese que su calculadorase encuentre en el modo de grados,posteriormente escribimos 28 y oprimimos latecla sin para obtener:

sen 28° = 0.4694

De la misma forma se desarrollan los valoresde las siguientes funciones:

tan 32.5° = 0.6370 cos 30° = 0.8660

La operación inversa a la anterior es encontrarel ángulo conociendo el valor de la función,denotadas como sen-1 o arcsen, cos-1 oarccos y tan-1 o arctan y así sucesivamente,cualquier notación que tenga la calculadora,se requiere utilizar la tecla Inv o Shift. Porejemplo si queremos encontrar el ángulo de lafunción sen A = 0.406

Inv Sen-1 23.953

shiftÁngulo A = 23.953 °

Nota: Si el ángulo no especica grados,entonces quiere decir que se encuentra enradianes.

1.3.3 Aplicación de la trigonometría en unpozo direccional

Una de las aplicaciones de las funcionestrigonométricas en los pozos direccionales,es por tener en el diseño la gura geométricarelacionada con las mismas, el triángulorectángulo. Por lo tanto, Aplicaremos lasfunciones trigonométricas en el siguiente pozodireccional para calcular la profundidad verticalreal o verdadera (P.V.R.) y el desplazamientohorizontal de la vertical (D.H.).

1.4 Conocimientos básicos de computación

1.4.1 ¿Qué es el programa de Word?

Microsoft Word es un procesador detexto creado por Microsoft, y actualmenteintegrado en la suite omática MicrosoftOfce. Originalmente desarrollado porRichard Brodie para el ordenador de IBM conel sistema operativo DOS en 1983. Se crearonversiones posteriores Apple Macintosh en1984 y Microsoft Windows en 1989, siendoesta última versión la más difundida en laactualidad, llegando a ser el procesador detexto más popular.

Cálculos:

PD= Profundidad Desarrollada =PV + LCSV= Sección Vertical PerforadaDH= Desplazamiento horizontal.LC= Longitud del Curso (LC=3950.0 - 850.0= 3100.0 m)PVV= Profundidad Vertical Ver-dadera.PVV= (cos 28° x LC) + SVPVV= (3100.0 m) cos 28°+ 850mt= 3,587.13 mDH= sen 28° x LC

DH= 3100 m sen 28°= 1,455.36 mPD= 3950.0 m

3 , 5

8 7 . 1

3 m

3,100 m

1,455.36 mUnid

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Elementos de la pantalla principal:

1. Etiqueta de Archivo: con este botónpodemos acceder de manera más rápida a

los comandos más utilizados comúnmentecomo son; nuevo, guardar, imprimir etc.2. Barra de acceso rápido: Muestra una lista

de los comandos más utilizados.3. Barra de título: Muestra el nombre del

documento en el cual estamos trabajando.4. Cinta de opciones: Muestra en

forma de cinta todos los comandoscorrespondientes por grupos, este menúnos ayuda a trabajar de manera más

intuitiva.5. Barras de desplazamiento: Permitendesplazarnos dentro del documento, demanera vertical y horizontal.

6. Barra de Zoom: Es una manera máscómoda y practica de ampliar la vista dela hoja de trabajo.

7. Botones de vista: Con estos comandos

podemos ver de diferentes formas undocumento.8. Barra de Estado: Muestra información

sobre el documento activo, nos muestra elnúmero de páginas totales del documento,la página en la que nos encontramos, etc.

9. Hoja de trabajo: Es el espacio sobre elcual podemos redactar cualquier tipo detexto, es en el donde se desarrollaran lostrabajos que necesitemos, así mismo en

el se introduce todo elemento que formaparte del documento, como imágenes,auto formas, etc.

Fig. 1. Principales Elemento de Word.




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1.4.2 ¿Qué es el programa de Excel?

Es un Programa de Microsoft Ofce, el cualconsiste en una hoja de cálculo, utilizada

para realizar fórmulas matemáticas y cálculosaritméticos exhaustivos, o simplemente basesde datos con menos de 65.000 registros. Nofue el primer programa de hoja de cálculo,pero si es el más popular en la actualidad.

Una hoja de cálculo es una especie de tablacuyas casillas o celdas pueden contener:

√ Texto. √ Valores numéricos, fechas y datos horarios. √ Fórmulas o funciones matemáticas, quepermiten determinar el valor de esta celdaen función de los valores de otras celdas. √ Así mismo se le puede dar formato a lahoja de cálculo de Excel, crear tablas,organizar datos, crear grácos y demás.

Excel puede trabajar simultáneamente con unnúmero ilimitado de hojas de cálculo siempreque la memoria de la computadora lo permita.

Elementos de la pantalla principal:

1. Etiqueta de Archivo: Con este botón po-demos acceder de manera más rápida alos comandos más utilizados comúnmen-te como son; nuevo, guardar, imprimir etc.

2. Cuadro de Nombres: El cuadro denombres nos permite saber la posicióno dirección de la celda en la que nosencontramos dentro de la hoja de cálculoya que todas las celdas de Excel tienenuna dirección de celda la cual es dada porel nombre de columna y número de la.

3. Barra de Acceso Rápido: Muestra unalista de los comandos más utilizados.

4. Barra de Fórmulas: Barra situada en laparte superior de la hoja de cálculo que

muestra el valor constante o fórmulautilizada en la celda activa.

5. Columna: Esta barra permite mostrar conletras del abecedario el nombre de las

columnas correspondientes de la hoja decálculo.6. Barra de Título: Muestra el nombre

del libro de trabajo en el cual estamostrabajando en ese momento.

7. Cinta de Opciones: La cinta de opcionesen esta ocasión se presenta en formade chas, cada una muestra todos loscomandos correspondientes los cualesestán por grupos.

8. Fila: Esta barra muestra el número de lasde la hoja de cálculo, así mismo muestrala la activa en la que nos encontramos.

9. Botones de Navegación: Los botones denavegación nos permiten desplazarnosentre las hojas de cálculo cuando estasson demasiadas en un libro y no se logranver todas las hojas, utilizaremos estosbotones para desplazarnos una hoja haciaadelante, hoja hacia atrás, primera hoja yúltima hoja.

10. Barras de Desplazamiento: Permitendesplazarnos dentro de la hoja de cálculo,de manera vertical y horizontal.

11. Barra de Zoom: Es una manera máscómoda y practica de ampliar la vista dela hoja de cálculo.

12. Botones de Vista: Muestra los botonesde vista previa de salto de página, diseñode página y normal.

1.5 Manejo de fórmulas en la hoja de cálculo

Las fórmulas son ecuaciones que efectúancálculos con los valores de la hoja de cálculo.Una fórmula comienza por un signo igual (=).Por ejemplo, la siguiente fórmula multiplica 2por 3 y, a continuación, suma 5 al resultado.

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=5+2*3 (LA CELDA A1 ES IGUAL A 5 MAS 2MULTIPLICADO POR 3)

Crear una fórmula sencilla: =128+345

Las siguientes fórmulas contienen operadores(operador: signo o símbolo que especica eltipo de cálculo que se debe llevar a cabo enuna expresión. Hay operadores matemáticos,comparativos, lógicos y referenciales) yconstantes (constante: valor que no ha sidocalculado y que, por tanto, no varía. Porejemplo, el número 210 y el texto “Ingresostrimestrales” son constantes. Las expresiones,o los valores resultantes de ellas, no sonconstantes).

Fórmula de ejemplo Acción

=128+345 Sumar 128 y345

=5^2 Hallar elcuadrado de 5

Haga clic en la celda en que desee introducirla fórmula.

√ Escriba un signo igual =. √ Introduzca la fórmula. √ Presione ENTRAR.

Fig. 2. Principales Elemento de Excel.




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Crear una fórmula que contenga referenciaso nombres: =A1+23

Las siguientes fórmulas contienen referencias

relativas (referencia relativa: en una fórmula,dirección de una celda basada en la posiciónrelativa de la celda que contiene la fórmulay la celda a la que se hace referencia. Sise copia la fórmula, la referencia se ajustaautomáticamente. Una referencia relativa tomala forma “A1”: Donde A es la columna y 1 esla la.) Y nombres (nombre: palabra o cadenade caracteres que representa una celda, rangode celdas, fórmula o valor constante. Utilicenombres fáciles de entender, como Productos,

para referirse a rangos difíciles de entender,como Ventas!C20:C30.) de otras celdas. Lacelda que contiene la fórmula se denominacelda dependiente cuando su valor dependede los valores de otras celdas. Por ejemplo, lacelda B2 es una celda dependiente si contienela fórmula =C2.

Fórmula de ejemplo acción

=C2 Utiliza el valor de la celda C2=Hoja2!B2 Utiliza el valor de la celda B2 de Hoja2=Activo-Pasivo Resta la celda Pasivo de la celdaActivo.

√ Haga clic en la celda en que deseeintroducir la fórmula.

√ En la barra de fórmulas (barra defórmulas: barra de la parte superior dela ventana de Excel que se utiliza paraescribir o editar valores o fórmulas en

celdas o grácos. √ Muestra la fórmula o el valor constantealmacenado en la celda activa), escriba =(signo igual). √ Siga uno de estos procedimientos: √ Para crear una referencia, seleccione unacelda, un rango de celdas, una ubicación

de otra hoja de cálculo o una ubicaciónde otro libro. Puede arrastrar el bordede la selección de celdas para mover laselección, o bien arrastrar la esquina del

borde para ampliar la selección. √ Para crear una referencia a un rango connombre, presione F3, seleccione el nombreen el cuadro Pegar nombre y haga clic enAceptar. √ Presione ENTRAR.

Crear una fórmula que contenga una

función: = PROMEDIO (A1:B4)Las siguientes fórmulas contienen funciones(función: fórmula ya escrita que toma un valoro valores, realiza una operación y devuelveun valor o valores. Utilice funciones parasimplicar y acortar fórmulas en una hoja decálculo, especialmente aquellas que llevan acabo cálculos prolongados o complejos).

Fórmula de ejemplo

=SUMA (A:A)=PROMEDIO (A1:B4)

Acción:Suma todos los números de la columna A yhalla el promedio de todos los números delrango.

Fig. 3. Referencias.

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√ Haga clic en la celda en que deseeintroducir la fórmula. √ Para iniciar la fórmula con la función, haga

clic en Insertar función en la barra de

fórmulas (barra de fórmulas: barra de laparte superior de la ventana de Excel quese utiliza para escribir o editar valores ofórmulas en celdas o grácos. Muestra lafórmula o el valor constante almacenado

en la celda activa).√ Seleccione la función que desee utilizar.

Puede escribir una pregunta que describalo que desee hacer en el cuadro Buscar unafunción (por ejemplo, “sumar números”

devuelve la función SUMA), o elegir entrelas categorías del cuadro o seleccionaruna categoría. √ Introduzca los argumentos (argumento:valores que utiliza una función para llevara cabo operaciones o cálculos. El tipode argumento que utiliza una función esespecíco de esa función. Los argumentosmás comunes que se utilizan en lasfunciones son números, texto, referenciasde celda y nombres). Para especicarreferencias de celda como argumento,

haga clic en Contraer diálogo paraocultar temporalmente el cuadro dediálogo. Seleccione las celdas de la hojade cálculo y, a continuación, presione

Expandir diálogo.√ Una vez completa la fórmula, presione

ENTRAR.

1.6. Manejo del programa Touch Screen-Pemex

Tecnología digital al alcance de la mano

El proyecto nació de las necesidad de contar,en los equipos de unidad de perforación ymantenimiento de pozos, como un mediosencillo y ecaz para difundir el conocimientooperativo de los procesos que se realizan enlas actividades de perforación, terminación ymantenimiento de pozos.

Con la instalación de la pantalla Touch-Screen(Fig. 4) en los equipos de la UPMP, la cual cuentacon audio y video, el acceso a la informaciónestá disponible las 24 hrs.del día con el simpletoque de un dedo para cualquier miembro dela tripulación y personal de apoyo que participaen las operaciones especiales (cementaciones,toma de registros, disparos, introducciones deTR y los procedimientos que aplican para cadauna). Esta tecnología, de última generación,tiene el objetivo de difundir el conocimientomediante medios digitales, a n de mejorar

la eciencia de los procesos operativos y deseguridad.

La carpeta Procedimientos contieneprocedimientos operativos y procedimientosde mantenimiento. En ellos se podrá consultarlas actividades más importantes de los procesosde perforación, terminación y mantenimientode pozos, así como el roll que desempeñacada categoría durante su ejecución (Fig. 5).




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1. LIBRO DE FÓRMULAS, aquí encontraremosuna recopilación de fórmulas y tablas deaplicación útil y práctica para cualquierpersona involucrada en los trabajos de

perforación, terminación y mantenimientode pozos.

2. EL LIBRO “PERFORANDO SIN PROBLEMAS”,es un libro editado en español por la GEIDque nos ilustra en forma práctica y sencillacomo prevenir e identicar problemasdurante la perforación.

3. MANUAL DE CONEXIONES SUPERFICIALESDE CONTROL, este manual es producto dela estandarización de criterios de diseño,instalación y operación de los sistemas

superciales de control utilizados en losequipos de la UPMP.4. CURSO CBT´S, permite acceder a cursos

interactivos desarrollados en la DivisiónNorte para las categorías de ITP-Coordinador, perforador y ayudante,chango y piso.

5. PLAN DE CONTINGENCIAS, se encuentrael documento Plan de Respuestas a.Contingencias para Pozos Descontroladosde la UPMP debidamente autorizado por

el Subdirector y Gerentes de la UPMP.6. ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS, de cada

equipo de la UPMP se podrá consultar lasespecicaciones principales tales comomarca y capacidad de malacate, mástil,rotaria, bombas de lodo, bombas paraBOPS, planta de luz, entre otros.

7. PRODUCTOS QUÍMICOS, aquíencontraremos las “Hojas de Seguridad”de los productos químicos que utilizan las

compañías de servicio que colaboran en eldesarrollo de las actividades de la UPMP.

Los iconos que se encuentran en la partederecha de la pantalla nos permite ver elMAPA DE SITIO el cual nos da información,DEFINICIONES de los términos que vienen enlos procedimientos y búsqueda que permitemediante un teclado virtual localizar elprocedimiento solamente con introducir unapalabra ó parte de la misma que aparezca en

el titulo del procedimiento.

La implementación del Touch-Screen estáprogramada en varias fases. En la fase I setiene contemplado poner a la disposición detodo el personal que tripula los equipos deperforación y reparación de pozos de la UPMP,

Fig. 4. Kiosco de Información (DCO).

Fig. 5. Contenido de la Pantalla Touch-Screeen.

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así como al de apoyo, toda la informacióndescrita en este articulo. Posteriormente, enla fase II se adicionarán, los procedimientosoperativos, tablas de tuberías, video de control

de brotes y acceso al programa operativo delpozo. En las fases siguientes, la información sepresentará como una mejora continua.

1.7 ¿Qué es Internet e Intranet?

Internet

Es una red de computadoras alrededor detodo el mundo, que comparten informaciónunas con otras por medio de páginas o sitios.

Intranet

Es una red privada que permite el intercambioy disposición de la información, que solo losusuarios añadidos a esta pueden acceder.

¿Cuál es la diferencia entre Internet eIntranet?

Básicamente, la localización de la Información yquién accede a ella. Internet es público, global,abierto a cualquiera que tenga una conexión.

Las Intranet están restringidas a aquellaspersonas que están conectadas a la red privadade la empresa. Con Internet se puede obtenerinformación de temas como salud, deportes,tiendas, moda, belleza, empleos, historia, cine,libros, restaurantes y mucho más. Una páginade Internet contiene información de un tema

en particular. Estas páginas contienen texto,grácas, fotos e incluso videos y música.

La mayor parte de las empresas importantestienen sitios en Internet, en donde se muestrainformación de la empresa, se describen losproductos y servicios que ofrecen, y se realiza

una mejor comunicación entre la empresa ysus clientes.

Intranet

Una Intranet es una red privada que latecnología Internet usó como arquitecturaelemental. Una red interna se construye usandolos protocolos TCP/IP para comunicación deInternet, que pueden ejecutarse en muchas delas plataformas de hardware y en proyectospor cable. El hardware fundamental no es loque construye una Intranet, lo que importason los protocolos del software. Las Intranetspueden coexistir con otra tecnología de red de

área local. En muchas compañías, los “sistemaspatrimoniales” existentes que incluyen sistemascentrales, redes Novell, mini - computadorasy varias bases de datos, se están integrandoen un Intranet. Una amplia variedad deherramientas permite que esto ocurra. El guiónde la Interfaz Común de Pasarela (CGI) se usaa menudo para acceder a bases de datospatrimoniales desde una Intranet. El lenguajede programación Java también puede usarse

para acceder a bases de datos patrimoniales.Las Intranets permiten a los usuarios trabajar juntos de un modo más sencillo y efectivo. ELprograma conocido como trabajo en grupo esotra parte importante de las redes internas.Nos permite colaborar en proyectos, compartirinformación, llevar a cabo conferenciasvisuales, y establecer procedimientos segurospara el trabajo de producción.




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1.8 Ruta de acceso al sistema informáticodel marco normativo (SIMAN)

Fig. 6. Ciclo Intranet.

Fig. 7. Rutas de Acceso a SIMAN.

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Fig. 8. Ruta de Acceso al SIMAN.





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Tabla 2 . Factores de Conversiones.

Factores de conversión Unidades de conversión

lb a kg x 0.454

Unidades de densidad Kg a lb x 2.2

Gr/cm3 a lb/gal x 8.33 lb a ton. X 0.000454

lb/gal a gr/cm3 x 0.12 Ton a lb x 2200lb a gr x 454

Pesos unitarios Gr a lb x 0.0022

lb/pie a kg/mt x 1.49

kg/mt a lb/pie x 0.671 Unidades de presiónlb/plg2 a kg/cm2 x 0.0703

Unidades de torque kg/cm2 a lb/plg2 x 14.22

Km - mt a lb/pie x 7.23 Unidades de longitudlb/pie a kg - mt x 0.138 Pies a mts x 0.3048

Unidades de volumen mt a pies x 3.28

Lts. a gal. X 0.2642 Pies a pg x 12gal. a lts. X 3.785 Pg a cm x 2.54

Lts. a bls x 0.006289 Cm a pies x 0.0328Bls a lts x 159 Mt a pg x 39.37Bl a gal x 42 Pg a pies x 0.0833

Gal a bl x 0.02381 Pies a cm x 30.48

Gal a pies3 x 0.1337 Pg a mt x 0.0254

Pies3 a gal x 7.48 Milla a mt x 1609

Mt3 a Lts x 1000 Km a millas x 0.6214

Lts a mts3 x 0.001

Unidades de áreaLts a plg3 x 61.02 Plg2 a cm2 x 6.45

Pies3 a bls x 0.1781 Cm2 a plg2 x 0.155Pies3 a mts3 x 0.02832 Cm2 a pies2 x 0.001076

Pies3 a lts x 28.32 Pies2 a cm2 x 929

Bls a mts3 x 0.1589 Mt2 a plgs2 x 1550.3

Gals a mts3 x 0.003785 Mt2 a pies2 x 10.76

Plgs3 a lts x 0.01639 Pies2 a Plg2 x 144

Mts3 a bls x 6.3 Plg2 a pies2 x 0.0069

Mts3 a Pies3 x 35.31 Pies2 a mt2 x 0.0929

Mts3 a Plgs3 x 61.023

Plgs3 a Pies3 x 0.0005787 Equivalencias inglesasPlgs3 a cm3 x 16.39 1 BAR = 14.5 PSI

Plgs3 a mts3 x 0.00001639 1 BAR = 1.02 Ks / cm2

1 BAR = 100 Kilopascales

Temperaturas 1 PSI = 6.896 Kilopascales

°C a F= 1 Kilopascal = 0.145 PSI°F a °C= (°F-32) x 0.555 1 Kilopascal = 0.1 Kg/Cm2

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2.1 Secuencia general de la instalación deun equipo de perforación terrestre

Secuencia para la instalación

1. Vericación del sitio donde se instalara elequipo

a) Vías de acceso a la localización, líneas delsubsuelo y cableado de alta tensión.

b) Dimensiones, compactación y nivelaciónde la localización

c) Cerca perimetral, guarda ganado y portónde acceso.

d) Cárcamo de almacenamiento de aguas deuso general

e) Contrapozo con tubo conductor prece-mentado

f) Presa de quemag) Agujeros auxiliares para Kelly y rápidoh) Instalación de Geomembrana y trampas

para residuos contaminantes2. Inspección a unidades de apoyo logístico3. Realizar trazos para la distribución del

equipo4. Instalación de pizarras

5. Instalación de subestructuras6. Instalación de malacates7. Instalación de bombas de lodo8. Instalación de rampa de material químico9. Instalación de paquete de maquinas10.Instalación de paquetes de lodo11.Instalación de caseta de herramientas y

tanques de agua y diesel12. Armar piso y rotaria.13. Instalar freno magnético, motores eléc-

tricos, tomas de fuerza

14. Acoplar transmisiones y líneas neumá-ticas

15. Armar mástil y vericar puntos críticos.16. Instalar brida de izaje17. Guarnir aparejo18. Instalar el indicador de peso19. Instalar sistema eléctrico, de agua, de

aire y combustible y probar funciona-miento del freno auxiliar

20. Izar mástil21. Para operar preventores

22. Armar cobertizo y terminar de instalarred eléctrica23. Instalar al frente, cargadores, rampas y

muelles de tubería24. Instalar trailer habitación25. Nivelación de equipo26. Instalación de señalización de seguridad

2.2 Secuencia general de la instalación deequipos en la región marina

Para esta región aplican tres tipos deinstalaciones: equipos autoelevables, equipossemisumergibles y equipos jos.

Autoelevables1. Previamente efectuar un mapeo del

subsuelo en la localización donde se vainstalar el equipo.

2. Los componentes de este equipo, viajaninstalados con la plataforma hasta la

nueva localización remolcados por tresbarcos. (ver procedimiento para cambiode localización)

3. Una vez posicionada en la nuevalocalización se efectúan diversasactividades para deslizar el cantilliver y lasubestructura a posición de trabajo.

Semisumergibles1. En este tipo de plataforma el equipo de

perforación siempre permanece instalado

durante la operación y el cambio delocalización se situará en la localizaciónrequerida de acuerdo a las coordenadasy el equipo se mantendrá otandotodo el tiempo mediante pontones deestabilización y anclados al fondo marinonormalmente mediante ocho anclas.

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Capítulo 2 - Instalación y Desmantelamiento de Equipos

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2. El Sistema de Conexiones Submarinas deControl permanecerá en el lecho marinotodo el tiempo operados hidráulicamentea control remoto desde la plataforma.

Plataformas Fijas1. La instalación de estos equipos se lleva

acabo por paquete transportados conchalanes e instalados con barcos grúasobre estructuras jas previamentepiloteadas.

2. Una vez instalados todos los componentesdel equipo, se verica mediante un CheckList el correcto funcionamiento de losmismos.

NOTA: Este tipo de plataformas o equipospermanecen instalados por periodos largosen la misma localización o estructura debidoa que por su diseño facilitan la perforación

o reparación hasta de 18 pozos en la mismalocalización.

2.3 Secuencia general del desmantela-

miento de equipos terrestres

1. Probar sistemas de abatimiento (gatoshidráulicos) y revisar puntos críticos

2. Desmantelar el piso de trabajo, mesarotaría, vericar funcionamiento del frenoauxiliar y anclaje del malacate.

3. Abatir mástil.4. Asegurar guarnido del aparejo5. Desmantelar el restante de los accesorios

del equipo al 100% para su transportación

a una nueva localización

Fig. 1. Inspección de puntos criticos LEE-C MOORE.

TERMINAL

TIPO

No. DE CONTROL

G-417 G-416

TERMINAL

TIPO

G-416 G-416

LONGITUD

DIAM. CABLE

CABLE DEL TAMBOR PRINCIPALDEL MALACATE: 1 1/2"ALTURA DEL MASTIL 142 PIES=42.30 MTSESPESOR DE BRIDA: 1 7/8"1 BRAZO DE 43.80 MTS1 BRAZO DE 49.30 MTS3 PERNOS DE 3 1/4" X 8 1/2"EQUIPOS:121 - 122 - 123 - 2004 - 2005 - 20064017_

IZAJE DE MASTIL

ABATIMIENTO DE MASTIL

FECHA:

EQUIPO:

LOCALIZACIÒN:




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2.4 Secuencia general para desmantela-miento de equipos marinos para cambiode localización.

1. Las plataformas jas: se desmantela, corona,torre de perforación (por secciones),malacate, rotaria y equipos auxiliares y seprocede a efectuar la desconexión de líneas(eléctricas, neumáticas e hidráulicas) entrepaquetes. Los cuales son desacopladoscon barco-grúa y transportados en barcosy/o chalanes a la nueva localización.

2. Las plataformas autoelevables no sedesmantelan solo se realizan una seriede actividades para el deslizamiento de

la subestructura y cantilliver a posición

de navegación y posteriormente sontransportadas a la nueva localización.Estas son tiradas con tres barcosremolcadores (ver procedimiento para

cambio de localización de una plataformaautoelevable).3. Las plataformas semisumergibles no se

desmantela el equipo siempre se mantieneinstalado se recupera únicamente el Raisery los preventores submarinos, se efectúaaseguramiento de materiales en diversasáreas y en cubierta, desancla plataformacon apoyo de barcos remolcadores y seprocede a efectuar cambio de localizaciónnormalmente cuentan con propulsión

propia.

Fig. 2. Clasicación de los equipos de acuerdo al lugar geográco o área de instalación.

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2.5 Especicaciones y características de equipos de perforación de pozos

C a r a c t e r í s t i c a s d e e q u i p o s d e p e r f o r a c i ó n

E Q U I P O

M A L A C A T E

C A P A C .

A Ñ O

M

O T O R E S D E C . I .

S I S T . D E C O N T . Y P O T E N C I A

M O T O R E S D E C . D .

B O M B A S P A R

A L O D O

N o .

P . M .

M A R C A

M O D E L O

C A P .

H . P .

M E T R O S

A D Q .

M A R

C A

M O D E L O

T I P O

M A R C A

M O D E L O

M A R C A

C O N E X I Ó N

M A R C A

M O D

E L O

C A P .

( H P )

1

1 2 1

E M S C O

E - H O I S T

1 5 0 0

5 0 0 0

1 9 6 7

E . M

. D .

8 - 6 4 5

C D /

C D

E . M . D .

6 G E N / 7

M O T .

E . M . D

S E R I E

N A T I O N A L

( 2 ) 9

P -

1 0 0

8 0 0

2

2 0 6

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 7 6

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

I . P . S .

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

I D E C O

( 2

)

T - 1 3 0

0

1 3 0 0

3

2 0 7

N A T I O N A L

1 6 2 5 - D E

3 0 0 0

7 6 0 0

1 9 7 6

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

I . P . S .

5 S C R / 8

M O T .

G . E .

S E R I E

E M S C O

( 2

)

F - 1 0 0 0

1 0 0 0

4

3 0 6

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 7 7

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

T . P . C .

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

I D E C O

( 2 )

T - 1 3 0

0

1 3 0 0

5

3 1 3

N A T I O N A L

1 1 0 - U E

1 5 0 0

5 5 0 0

1 9 7 7

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

T . P . C .

4 S C R / 7

M O T .

E . M . D .

S E R I E

E M S C O

( 2 )

F - 1 0 0 0

1 0 0 0

6

3 2 6

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 7 8

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C D /

C D

E . M . D .

6 G E N / 7

M O T .

E . M . D .

S E R I E

E M S C O

I D E C O

F - 1 0

0 0

T - 1 3

0 0

1 0 0 0

1 3 0 0

7

3 2 9

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 7 9

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

T . P . C

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

I D E C O

( 2 )

T - 1 3 0

0

1 3 0 0

8

3 3 0

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 7 9

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

R - H I L L

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

E M S C O

( 3 )

F - 1 0 0 0

1 0 0 0

9

3 3 1

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 7 9

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

R - H I L L

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

I D E C O

T - 1 6

0 0

T - 1 3

0 0

1 6 0 0

1 3 0 0

1 0

3 3 3

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 7 9

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

I . P . S .

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

I D E C O

N A T I O N A L

T - 1 3

0 0

1 4 P - 2 2 0

1 3 0 0

2 2 0 0

1 1

3 3 4

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 8 0

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

T . P . C .

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

E M S C O

I D E C O

T - 1 6

0 0

T - 1 3

0 0

1 6 0 0

1 3 0 0

1 2

3 3 5

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 8 0

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

T . P . C

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

I D E C O

T - 1 6

0 0

T - 1 3

0 0

1 6 0 0

1 3 0 0

1 3

3 3 6

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 8 0

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

T . P . C .

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

I D E C O

( 2 )

T - 1 3 0 0

1 3 0 0

1 4

3 3 7

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 8 0

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

I . P . S .

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

E M S C O

I D E C O

F - 1 0

0 0

T - 1 3

0 0

1 0 0 0

1 3 0 0

1 5

3 3 8

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 8 0

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

R - H I L L

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

I D E C O

( 2 )

T - 1 3 0 0

1 3 0 0

1 6

3 3 9

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 8 1

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

R - H I L L

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

B A H O J I

( 2 ) 1 6 0 0

1 6 0 0

1 7

3 4 1

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 8 1

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

R - H I L L

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

I D E C O

( 2 )

T - 1 3 0 0

1 3 0 0

1 8

3 4 2

I D E C O

E - 2 1 0 0

2 0 0 0

6 0 0 0

1 9 8 1

E . M

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1 2 - 6 4 5

C A /

C D

T . P . C

4 S C R / 7

M O T .

G . E .

S E R I E

E M S C O

( 2 )

F - 1 0 0 0

1 0 0 0

1 9

2 0 0 5

N A T I O N A L

1 6 2 5 - D E

3 0 0 0

7 6 0 0

1 9 6 7

E . M

. D .

1 2 - 6 4 5

C A /

C D

R - H I L L

5 S C R / 8

M O T .

E . M . D .

S E R I E

I D E C O

N A T I O N A L

T - 1 6

0 0

1 4 P - 2 2 0

1 6 0 0

2 2 0 0

Unid

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deNegocio

dePerforación




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210

HrsNivel



0



Tabla 2. Especicaciones y características de equipos de perforación de 3,000 HP.


NumeroEquipo Unidad Marca Modelo Capacidad

AlturaMástil (pies)

AlturaSubestructura

(m)

Diámetrotambor

(pg)

Longitudtambor

(pg)

Diámetrodel cable

(pg)

PM 2005

Mástil Leec-Moore 27304 500 ton 142 6.6 36 61 1/4 1 1/2

Corona Leec-Moore MA-660 500 ton CARGA MÁXIMA AL GANCHO (Ton)

PoleaViajera Ideco UTB-525 525 ton embrague Transm. 8-lineas 10-lineas 12- líneas

Gancho Ideco B-525 525 ton baja Baja 400 488 587

UniónGiratoria Oil-Well PC-500 500 ton CARGA MAXIMO DE FRENADO CON EL “MAGGO”

AÑO ADQ.1967

MesaRotatoria National 27.5 K 500 ton MODELO

MAGCO 7838 8-lineas 10-lineas 12-lineas

Malacate National 1625-DE 3000 hp 282 360 444

Bomba 1 Ideco T-1300 1300 hp Bomba 2 Ideco 1600 HP T-1600 HP

NumeroEquipo

Unidad Marca Modelo CapacidadAlturaMástil(pies)

AlturaSubestructura

(m)

Diámetrotambor

(pg)

Longitudtambor

(pg)

Diámetrodel cable

(pg)

PM 329

Mástil Ideco fullview 454 ton 165 7.2 31 57 1/2 1 3/8

Corona Ideco 1 3/8 454 ton CARGA MAXIMA AL GANCHO (Ton)

PoleaViajera Ideco UTB-

525 525 ton embrague Transm. 8-lineas 10-lineas 12- líneas

Gancho Ideco UTB-525 525 ton baja Baja 245 338 416

UniónGiratoria National PC-400 400 ton CARGA MAXIMO DE FRENADO CON EL “MAGGO”

AÑO ADQ.1979

MesaRotatoria Ideco 27.5 K 500 ton

MODELOMAGCO 7838

8-lineas 10-lineas 12-lineas

Malacate Ideco CM-2100 2000 hp 245 338 416

Bomba 1 Baoji FSF-1600 1600 hp Bomba 2 Baoji FSF-1600 1600 HP




realización

210

HrsNivel






Fig. 11. Equipo de perforación terrestre.

NumeroEquipo

Unidad Marca Modelo CapacidadAlturaMástil(pies)

AlturaSubestructura

(m)

Diámetrotambor

(pg)

Longitudtambor

(pg)

Diámetrodel cable

(pg)

PM 313

Mástil Piramide Cantilever 454 ton 142 6.6 30 57 1/2 1 3/8

Corona National 1 3/8 525 ton CARGA MAXIMA AL GANCHO (Ton)

PoleaViajera Ideco UTB-525 525 ton embrague Transm. 8-lineas 10-lineas 12- líneas

Gancho Ideco UTB-525 525 ton baja Baja 250 305 355

UniónGiratoria National PC-500 500 ton CARGA MAXIMO DE FRENADO CON EL “MAGGO”

AÑO ADQ.1977

MesaRotatoria Ideco C-275 500 ton MODELO

MAGCO 60328-lineas 10-lineas 12-lineas

Malacate National 110-UE 1500 HP 129 177 300

Bomba 1 Emsco F-1000 1300 HP Bomba 2 Emsco F-1000 1000 HP

Unid

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HrsNivel



2





3.1. Cuarto de control y consola de perfora-ción I.P.S, T.P.C. y ROSS-HILL

Funciones de la consola de control de per-

forador.

La consola de control del perforador es la es-tación primordial del sistema de perforaciónSCR (Recticador de Silicio Controlado). Quele da al perforador control en la velocidad delas bombas de lodo; velocidad y dirección parael malacate principal; dirección y control dellímite del torque de la mesa rotaria. El swichselector de asignamiento le permite al perfo-rador asignar un SCR o cambiar a otro indistin-

tamente. La consola prevé un indicador de losmotores auxiliar de corriente alterna y tambiénel sistema generador.

La consola que se muestra en la gura es lacaja que está hecha de acero inoxidable y pro-tegida contra el agua. Todos los controles están montados en lapuerta de enfrente con los indicadores loca-lizados detrás de una ventana con cristal de

seguridad.El cable entra desde debajo de la consola. Laconsola trae un tubo protector que puede serusado para purgar con aire.

Hay dos aceleradores que se usan en la conso-la del operador. El acelerador manual es usadopara seleccionar una velocidad constante des-de su inicio hasta el nal de operación. La ve-locidad es mantenida y debe ser manualmentemovida de apagado encendido. El aceleradores considerado como parte de la consola deloperador aunque este colocado sobre el pisode perforador, al alcance del perforador.

El indicador de porcentaje de potencia de laconsola de perforador.

El porcentaje de potencia disponible como semuestra de 0-110%, de la capacidad de gene-ración en línea que comienza a ser usada. Al100% límite de potencia del generador indi-cando que el sistema SCR está reduciendo supoder para prevenir un apagón del generador.

3.2 Operación normal, restablecimiento deun paro de emergencia a salidas de línea demáquinas.

Comportamiento del motor diesel

Paro súbito

Fig. 1. Consola de control circuitos de ace-leración de manual y pie.

Unid

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deNegocio

dePerforación




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210

HrsNivel


Capítulo 3. Uso y Manejo Eficiente del Equipo

4



1. El motor diesel fue parado. Verifíque-se que la válvula de corte de combustibleen emergencia ó el botón interruptor nohaya sido activado. Antes de proceder con

cualquiera de las siguientes etapas, veri-que el tablero anunciador (Si está equipa-do con ello) para indicaciones de falla.

2. Se “boto” el mecanismo de sobrevelo-cidad. Verique la posición de la palancadel mecanismo de sobrevelocidad. Si esteha actuado, véase la condición de la falla“Paro por exceso de velocidad”.

3. Suministro inadecuado de combustible.

Verique el nivel de combustible en lostanques normal y diario de combustible.

Véase “Sistema de Combustible”

4. Actuó el detector de presión en el car-ter. Véase la condición de falla “Paro porpresión en el carter”.

5. Actuó el detector de bajo nivel aguaenfriamiento (si lo lleva). Véase la sec-

ción apropiada en el “sistema de enfria-miento”.

Nota. A menudo en el momento del arran-que ocasionalmente al paro, los botones delos dispositivos de protección del motor dieselpueden llegar a activarse por condiciones depresión diferenciales transitorias. Esto puedecausar una falsa indicación de problemas enel motor durante los momentos rutinarios dearranque ó paro.

6. Actuó el detector de aceite caliente (silo lleva). Véase la condición de falla “altatemperatura del aceite lubricante” en elsistema lubricador.

Precaución: Cuando el motor Diesel se paradebido a la alta temperatura del lubricante es-

pere 2 horas antes de intentar inspeccionarlo.Esto prevendrá la entrada de aire fresco quepodría ocasionar la ignición del vapor de lu-bricante.

7. Paro por baja presión de lubricantes.Esta clase de paro lo indica ya sea unbotón que se bota en el gobernadormostrando una franja de color ó tam-bién es indicado por una alarma, de-pendiendo la clase de instalación. Encualquier caso hágase lo siguiente:

• Verifíquese que el paro no fue ocasionadopor otro dispositivo protector. Los otros

detectores funcionan por caída de presiónde lubricante hacía el gobernador. Véasela posible causa apropiada.

• Precaución: Si el botón de baja presiónestá “botado” en el gobernador y se sos-pecha que fue por aceite lubricante ca-liente, espere 2 horas antes de procedera la inspección del motor. Esto prevendrála entrada del aire fresco que podría oca-sionar la ignición del vapor de lubricante.

• Véase “Baja presión del aceite lubricante”en 1a sección “Sistema de Aceite Lubri-cante”.

• Si ninguna de las inspecciones anterioresnos da una posible razón por el paro debaja presión en una instalación que cuen-ta con detector de alta temperatura dellubricante, someta a carga el motor Dieselvigilando el termómetro muy de cerca aefecto de cerciorarse de un posible sobre-calentamiento. Podría ser que el detector

citado mandase a paro el motor y resta-blecerse por si mismo cuando se va en-friando el motor Diesel.

8. Taponamiento severo de la administra-ción de aire. Puede suceder en un casoextremo de ltros de admisión tapados,




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210

HrsNivel





que el abastecimiento de aire al motorDiesel sea suprimido o restringidísimo,ocasionando el paro del mismo. Revise losltros y los conductos de aire (Esta condi-

ción puede ser indica por una luz de pre-vención.

3.3 Arranque inicial de un equipo de perfo-ración

Procedimiento para el arranque de un sistemade generación CA/CD ROSS-HILL (una sola pe-rilla de selección).

• Inicio del proceso• Checar niveles de aceite, combustibles,

tensión de bandas, ajuste de clutch delmotor lister “COMPRESOR AUXILIAR DEAIRE”

• Checar dispositivos eléctricos de la unidadque se vaya a poner en servicio, principal-mente conexiones del cableado de po-tencia, excitación y que en el interior de lacaseta PCR, estén los interruptores princi-

pales fuera (OFF)• Pasar la perilla de control del gobernadorse encuentre en la posición (OFF) a la po-sición (IDLE), esta perilla se encuentra en laparte central del gabinete del generador.

• Al arrancar la máquina de combustión in-terna, se deberá sostener por si sola envelocidad de Holgar; al llegar a su tem-peratura de trabajo mueva la perilla de laposición (IDLE) a la posición (RUN).

• Vericar que en el tablero de control del

generador haya 600 volts, 60HZ, de no serasí se deberá ajustar. El modo de ajustares de la siguiente forma: la frecuencia sedebe ajustar con el reóstato de velocidady el voltaje con el reóstato de voltaje.

• La perilla de sincronización pasarla a laposición manual (SYNC), de esta forma

queda en línea la primera máquina. (Estaperilla se localiza en la posición central delgabinete del generador).

• Cargar el interruptor principal, esta ope-

ración se hace girando la manija en senti-do contrario a la manecillas del reloj hastaque trabe mecánicamente, esta manija seencuentra en la parte inferior del tablerode control del generador.

• Vericar y/o poner en (OFF) todos los in-terruptores para evitar que el generadorreciba la carga bruscamente.

• Cierre el interruptor principal, pulsando elbotón (ON). Este botón se encuentra en laparte inferior del gabinete y al lado de la

manija del interruptor.• Cierre los interruptores del los transfor-

madores de 500 y de 75 KVA. El interrup-tor del transformador de 75 KVA. Se en-cuentra ubicado al inicio de los gabinetesde control y los interruptores de los trans-formadores de 500 KVA, se encuentranubicados entre los gabinetes de los SCR.

• Cerrar uno por uno los interruptores delos motores de C.A. según se requiera la

operación.• Cerrar los interruptores de los convertido-res de potencia (SCR´S), estos se encuen-tran ubicados de la siguiente forma: elSCR1 se encuentra entre los interruptoresde los transformadores de 500 y 75 KVA,el SCR2 entre el interruptor del transfor-mador de 500 y el tablero de control delgenerador 1, los SCR3, SCR4 y SCR5 se en-cuentran al nal de los gabinetes. De estaforma queda en línea la primer maquina.

(Sincronización).

Para meter a línea la segunda maquina realizarlos siguientes pasos:

• Pasar la perilla de control del goberna-dor que se encuentra en la posición (OFF)

Unid

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a la posición (IDLE). Esta perilla se encuen-tra en la parte central del gabinete del go-bernador.

• Al arrancar la máquina de C.I. se deberá

sostener por si sola en velocidad de Hol-gar; al llegar a su temperatura de trabajomueva la perilla de la posición (IDLE) a laposición (RUN).

• Vericar que en el tablero de control delgenerador haya 600 volts, 60HZ, de no serasí se deberá ajustar. El modo de ajustares de la siguiente forma: la frecuencia sedebe ajustar con el reóstato de velocidady el voltaje con el reóstato de voltaje.

NOTA: Primero ajuste la frecuencia y luego

ajuste el voltaje.• La perilla de sincronización pasarla a la

posición de automático, esta perilla seencuentra ubicada en la parte central delgabinete del generador.

• Cargar el interruptor principal. Esto se rea-liza pulsando el botón (CIRCUIT BREAKER,PUSH TO CHARGE). Nota: aquí ya no hayque girar la manija como se hizo para laprimer maquina generadora.

• Observar el sincronoscopio y al pasar laaguja en el punto central superior (12 ho-ras a favor de las manecillas del reloj) sedeberá cerrar el interruptor. Esto se rea-liza con la perilla (circuito breaker) si laaguja del sincronoscopio gira muy rápidoajustar el reóstato de velocidad (SPEED-ADJUST), observar el sincronoscopio. Parameter a línea a la tercera maquina efectúeel mismo procedimiento que se efectuópara poner en línea a la segunda maquina.

• ¿Se pudieron meter a línea las maqui-nas generadoras?

• Entregar reporte al supervisor de man-tenimiento.

• Una vez que las maquinas generadorasestén en línea se deben balancear las car-gas (Reparto de cargas), la potencia (KW)

se ajusta con el reóstato de velocidad, co-rriente y potencia reactiva con el reóstatode voltaje.

• 23.Notifícar al perforador que las maqui-

nas se encuentran a línea, para que pro-ceda a operar las maquinas que requiera.




realización

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HrsNivel





3.4 Características y operación de sistemasde frenos (disco, bandas, electromagnéti-cos, etc.)

Frenos de fricción

El sistema de frenos de fricción del carrete delmalacate es importante para la correcta ope-ración de un equipo y sus requerimientos ge-nerales son:

• Seguridad y conabilidad• Efectividad• Facilidad de mantenimiento

Frenos de fricción

La seguridad y conabilidad, se obtiene condiseños cuidadosos y construcciones fuertesde todos los elementos sometidos a cargas en

el sistema de frenado.

En gran medida, la efectividad de operaciónes auxiliada por las características propias deltipo de frenado auto-energizante. Este cumpledos características:

• Reduce la fuerza que debe ser aplicadapara operar el freno.

• Se revela asimismo conforme el carreteempieza a girar en la dirección del levan-

tamiento.

El diseño propio de la fuerza de frenado mul-tiplicado por el sistema de articulación, pro-porciona una ventaja mecánica tan alta como80:1.

Esta relación alta de fuerzas, permite el frena-do para cargas altas con fuerza manual razo-nable aplicada sobre la palanca de operacióndel freno.

Usualmente, la carga de la polea viajera debesostenerse solo con el peso de la palanca. Lafórmula para determinar la capacidad de tor-sión del freno es:

Q =T1 r (2.718 (0.0175 af) – 1)Q = torsión de la banda de frenado (lb-ft)T1 = tensión de la banda en el extremo activo.r = radio de frenos (pies)

a = ángulo de contacto con la banda (grados)f = coecientes de fricción

Las variables T1, r y a son establecidas por eldiseñador.El factor 0.30 se utiliza con más frecuenciapara:

• Compensar las variaciones en las propie-dades del revestimiento.

• Las condiciones de operación desfavora-

bles son altas temperaturas por el contac-to y contaminación por partículas desgas-tadas, agua, lodo y aceite.

Fig. 2. Frenos de fricción.Unid

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HrsNivel



8



El coeciente de fricción de las balatas sobreel aro de acero de freno, no varía mucho de unfreno a otro. Por lo tanto, se pueden hacer lassiguientes aproximaciones:

Para ilustrar el efecto factor sobre la torsión defrenado se tiene:

El freno de un malacate requiere la capacidadde torsión, igual a la tensión en la línea rápida,multiplicada por el radio de trabajo del carrete.

Ejemplo: si la tensión en la línea rápida es de30,000 libras y el radio de trabajo sobre la se-gunda cama de carrete con un cable de 1¼”de diámetro es de 1.2 ft ¿Cuál será la torsiónrequerida para mantener el freno?

QR = TLR x rtQR = capacidad de torsión requerida.TLR = tensión en la línea rápida.Rt = radio de trabajo.

QR = 30, 000 x 1.2 = 36, 000

Torsión de frenado = 36 000 lb- ft

Dimensiones del carrete principal de

malacate

Como la clasicación del malacate y el diáme-tro del cable están relacionados, el diámetrodel carrete debe aumentar la capacidad delequipo.

El uso de un carrete pequeño y de menor ca-pacidad de la que requiera el equipo causaríaesfuerzos máximos en el cable, dañándolo yacortando su vida útil.

El diámetro mínimo del carrete para unmalacate debe ser de 20 a 24 veces mayor queel diámetro del cable.

Con este valor, la resistencia al rompimientodel cable enrollado sobre el carrete, será del92 al 85% de su resistencia total.

Longitudes mínimas de trabajo (doble o triple),de tal manera que se maneje sin que la línea

enrollada en el carrete sea más de 3 camas.Si existen más de tres camas del cable enrolla-das en el carrete, ocurrirá una abrasión sobreel cable y las laterales del carrete.

Embragues.

Son dispositivos de fricción utilizados para co-nectar ejes (acelerando los cuerpos conducidohasta que alcancen la misma velocidad angu-

lar que el impulsor)Los embragues se pueden clasicar en los ti-pos siguientes:

• Zapata externa sobre tambor.• Zapata interna sobre tambor.• Disco sobre disco.

Los factores de diseño que son considerados:

• Potencia que debe ser absorbida,• Temperatura a disipar• Velocidad

El embrague debe ser proyectado o activadopara que se deslice antes de que ocurra unasobre carga peligrosa que traiga como conse-

Factor

135% de incremento182% de incremento


Torsión de Frenado Nominal






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cuencia un accidente.

Embrague de cción utilizado en el carrete delmalacate

Importante: una regla general para seleccio-nar un embrague, es ver que la capacidad delembrague de baja sea suciente para levantaruna carga igual a la resistencia normal de rom-pimiento.

Fórmula para obtener la capacidad de tor-sión de embrague.

El radio de trabajo del carrete del cable se ob-tiene midiendo desde el eje principal del ca-ble, hasta el centro del cable de segunda.

Lv = 2 π r / 12

El r de trabajo que se considera es sobre la se-gunda cama del carrete, ya que dependiendodel diámetro del cable que se utilice, se obten-drá diferentes torsiones y consecuentementediversas capacidades de embrague.

Capacidad del embrague

Para vericar la capacidad del embrague se re-quiere conocer: La potencia que llega al em-brague (se considera al 0.9039 de lo especi-cado). Velocidad de baja en RPM, velocidad

de alta RPM. Torsión en el embrague de alta ybaja (lb/pie)

3.5 Características principales de los mala-

catesMalacate

Es la unidad de potencia más importante deun equipo por lo tanto su selección requierede un mayor cuidado al adquirir los equipos o,al utilizarlos en un programa especico.

Los malacates han tenido algunos cambiosevolutivos, pero sus funciones son las mismas.

Es un sistema de levantamiento en el que sepuede aumentar o disminuir la capacidad decarga, a través de un cable enrollado sobre uncarrete.

Tabla 1. Capacidad del embrague diferen-tes diámetros.

Fig. 3. Embraguetipo V.

Fig. 4. Embraguetipo CB.

Diámetro delcable

en pulgadas

Diámetro delcarrete

en pulgadas

Capacidad detorsión mínima

en lb-ft

Reutilizadaen

pulgadas

Resistencia delcable

en libras

1 20 48,873 11.368 103,180

1⅛ 22.5 69,167 12.789 129,800

1¼ 25 94,437 14.21 159,500

1⅜ 28 126,797 15.881 191,620

=

2

= .

. =

= .

Unid

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dePerforación




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HrsNivel



60



El malacate está instalado en una estructura deacero rígida, esto permite que pueda traspor-tarse con facilidad de una localización a otra.

Considerando que todos los componentes deun equipo son adecuados, la capacidad del

equipo se limita a la carga que el malacatepuede levantar y sostener con seguridad. Conel propósito de obtener un diseño balanceadodel equipo que benecie en un menor costo yuna vida útil mayor de este, se deberá analizarcon cuidado los siguientes factores:

• Potencia de entrada• Factores de diseño del cable• Frenos de fricción del malacate• Dimensiones del carrete

• Relación de velocidad• Embrague de fricción• Freno auxiliar (Hidromático)

Potencia de entrada

Cuando una fuerza actúa sobre un cuerpo ycausa un desplazamiento se dice que la fuerzarealiza un trabajo.

Trabajo = Fuerza x distancia

Las unidades usadas para medir el trabajo me-cánico cuando la fuerza de una libra actúa através de una distancia de un pie será:lb – ftLa velocidad con que se realiza el trabajo re-presenta la potencia.

Un caballo de fuerza (HP) es una unidad depotencia. Se dice que se desarrolla un (HP)cuando se efectúa un trabajo de 33,000 lb-ften un minuto o sea 550 lb-ft en un segundo.( lb-ft/seg)

HP = (F x d) / t x 33,000)

La potencia que se utiliza en el gancho de lapolea se representa:

Pot al gancho = Wg x Vg/33,000HP teórica = (200,000 x 90)/33,000 = 545.5 HPComo se tiene una eciencia del 80% la po-

Fig. 5. Malacate.

Drum Clutch Low High

Low High HighLow2nd 2ndTransmission

Totalload in1000lbs.

8 lines

10 lines

12 lines

776

920

1070 910

780

640 410

500

580

255

310

350

155

190

220

100

120

140

1320-M & 1320-UDBM hoisting capacitiesRated for 2000 combined engine horsepower.

Drum Clutch Low High

Low High HighLow2nd 2ndTransmission

Totalload in1000lbs.

8 lines

10 lines

12 lines

550

670

780 840

545

450 320

390

455

220

270

315

125

150

175

85

105

125

110-M & 110-UDBM hoisting capacitiesRated for 1500 combined engine horsepower.

= =




realización

210

HrsNivel





tencia requerida será:

HP requerida = 546/0.80 = 682.5 HP

La capacidad del malacate es de 683 HP

Nota: para una potencia determinada, la cargalevantada es inversamente proporcional a lavelocidad de levantamiento.

Esto signica que:

A velocidad menor – mayor cargaA velocidad mayor – menor carga

Tabla 2. Especicacion de malacates national oilwell.

1

2=

2

1

Unid

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62



Tabla 3. Especicación de malacates National Oilwell.




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Unid

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210

HrsNivel



64



3.6 Características y operación de las bom-bas de lodo.

Mantenimiento de bombas de lodos

Las bombas de lodo que se utilizan en la per-foración petrolera y en mantenimiento a po-zos deberán de tener la suciente Energía ycapacidad para acarrear los ripios que corta labarrena del fondo del pozo a la supercie.

Las de la gura anterior son las más usuales.

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TriplexFluid End

Dual DuroPiston

Rod Clamp

Valves& Seats

Fig. 6. Bomba de lodo de perforación.

Fig. 7. Componentes de una bomba de lodo de perforación.




realización

210

HrsNivel





Partes para bomba

Las bombas de embolo o reciprocantes sonunidades que se utilizan para el bombeo del

uido de control al pozo.

Descripción

Con la nalidad de alcanzar la presión y elvolumen deseado, las bombas de dos o trespistones pueden operarse con diferentes diá-metros de camisa, utilizando en una mismabomba camisas de mayor diámetro, se obtieneun volumen grande y baja presión; de lo con-trario con camisas de menor diámetro se logra

menor volumen y alta presión.

En ambos casos a las mismas revoluciones porminuto. Las bombas reciprocantes cuentancon una parte mecánica y una hidráulica.

Parte mecánica

Se compone básicamente de una caja de en-granes en donde se encuentra alojada la echa

con el pistón, el cigüeñal, las bielas, crucetas,deectores, rodamientos, sellos y el volanteinstalado en la parte exterior de la caja de en-granes.

Parte hidráulica

Está compuesta de un cuerpo que aloja las ca-misas debidamente empacadas, pistones deldiámetro de las camisas accionadas por vásta-gos, asientos, válvulas, resortes, tapas bridadas

y roscadas, y prensa estopas.Las partes mecánica e hidráulica montadassobre una misma base o patín, están unidasentre si por medio de birlos con sus tuercas.

Entre las unidades de la misma marca y modelo se pueden efectuar cambios de piezas porser comunes.

Corte esquemático de una bomba de lodo desimple acción (Triplex).

El ciclo de bombeo se inicia desde la líneade succión de la bomba conectada a la presade lodo, la cual llena de uido la cavidad dela camisa donde el pistón esta retraído y conel movimiento de la parte mecánica se empu- ja el lodo hacia el maniful de descarga y a lacámara de pulsaciones, donde se estabiliza elgolpe cíclico del lodo pulsado en forma cons-

tante a la manguera de descarga del manifulde bombas.

Fig. 8. Parte hidrahulica de una bomba delodos.

Unid

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66






realización

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HrsNivel





• E.M.D. (MAQUINA DIESEL COMBUSTIONINTERNA)

• GENERADOR VOLT C.A. 3ø

• P.C.R. (CUARTO DE CONTROL DE POTEN-CIA)• S.C.R. (CONVERTIDOR DE C.A. EN C.D.)• MOTORES C.D. (MALACATE, ROTARIA,

BBAS)

Unid

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68



3.7. Guía de operación de un equipode perforación de UNP

Objetivo.El objetivo de esta guía es servir de soportetécnico y medio de consulta al perforador y al

personal de la cuadrilla para lograr la opera-ción segura y eciente de un equipo de perfo-ración de UNP.

Alcance.La guía presenta información técnica para laoperación del malacate, y está integrada porlas siguientes partes:

• Descripción técnica del equipo• Ficha técnica del equipo

• Arreglo general del equipo (lay out)• Consola del perforador y sus funciones• Lista de vericación antes de iniciar ope-

raciones:• Perforar• Sacar tubería• Meter tubería

• Bajar TR• Instalar BOP

Ámbito de aplicación.

Esta guía es una fuente de consulta y soportetécnico para la operación del malacate NATIO-NAL 110 UE, de un equipo, y es de uso obliga-do para el perforador y el personal de piso. Lainformación técnica de los otros componentesdel equipo puede consultarse en el Manual deoperación del equipo, que es un complemen-to de esta guía de operación.

Aspectos de seguridad.Las siguientes recomendaciones forman parte

de las actividades que debe realizar el perfora-dor como parte de su función:

• Realizar la lista de vericación cuando re-cibe la guardia, para anticipar cualquierdesviación que atente contra la integridaddel personal, el equipo, la operación y/o elmedio ambiente (formato 1).

• Realizar la plática diaria para vericar quetodos los miembros del equipo están de-

bidamente informados de la operación arealizar.• Vericar que todas las herramientas de

mano y equipos necesarios para la ope-ración se encuentren en buenas condicio-nes y sean inspeccionadas periódicamentepara detectar condiciones que ameriten sureemplazo.

Recuerde que el proceso de perforación depozos es una actividad sumamente ries-

gosa; por lo tanto, el personal debe estarmuy atento durante todas las actividades, ya que esta actitud constituye la mejor me-dida preventiva que usted puede asumirpara garantizar su integridad física, la desus compañeros, la del equipo, la del medioambiente y la del pozo.




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3.7.1. Información general

3.7.2. Descripción del equipo

Equipo diesel eléctrico (AC/DC), de 1500 HP,con:

• Sistema de izaje de 500 ton, que puedeperforar hasta 5000 m, con tubería de per-foración de 5” 19.6 lbs /pie.

• Mástil de 156.89 ft (47.82 m) de altura,• Subestructura de 17.6 x 11.3 m y 8 m de al-

tura, 476 ton con capacidad en el set backde 128 ton, equivalente a parar 160 linga-das.

• PCR (Power Control Room) para operar:• 3 motores de combustión interna de 1500

HP y• 3 generadores de 2625 KVA, 600 VAC, 3

fases, 60 hertz,• 4 gabinetes para los convertidores de po-

tencia de 2000 Amps (SCR), que mueven7 motores de 800 HP de corriente directa:• 2 para el malacate de 1500 HP

• 1 para la mesa rotaria de 27 ½” y• 4 para las bombas de lodo de 1000 HP• 2 transformadores de 500 KVA y

• 1 centro de control de motores de 440VAC, trifásico, para todos los motores quealimentan las cargas auxiliares y el panelde alumbrado.

Unid

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Equipo Pm-317 Tipo Diesel Electrico Potencia 1500 Hp

No. Sap Diseño Perforacion Año DeAdquisición 1984

Unidad/Componente

Marca Modelo Capacidad/Potencia

Malacate NATIONAL 110 – UE1500 hp (freno de tambor)

2 EMD modelo D79MB de 800 HP

Torre/mástil PYRAMID CANTILIVER 157 pies, 500 ton

Corona IDECO M-585-7-60 500 ton

Polea viajera y gancho IDECO UTB-525-6-

50525 ton

Unión giratoria NATIONAL P-400 400 ton

Rotaria NATIONAL C-275 27 1/2”, 500 ton

Ancla NATIONAL E 43.8 Ton

Sistema de control y conversión

de potencia Ross Hill JOB 5723

3 moto generadores EMD 1500

HP, 2625 KVA, 4 SCR 1200 Amps

Sistema de generación EMD 12-645-E13 motores de 1500 HP

3 generadores de 2625 KVA

Bombas para lodos EMSCO F-1000 2 BOMBA TRIPLEX DE 1000 HP

Sistema BOP KOOMEY T-80 3000 PSINota: capacidades de los componentes de acuerdo con especicaciones de diseño del fabricante.Fuente: Composite 80-81, 90-91.

3.7.3. Ficha técnica del equipo




realización

210

HrsNivel





3.7.4. Ubicación de componentes en el equipo PM-0317

M . C . I . - 2

M . C . I . - 3

R A D . 3 R A D . 2 R A D . 1

M . C . I . - 1

R A D

M C D M C D

V Á L V U L A S

H E R R .

O P

C A S E T A

E S T R U C .

6

4

5

2 3

1

2

3

Q U I N C Y

2 Q U I N C Y 1

M P 2 B M P 2 A

M P 1 B M P 1 A

2 1

DIESEL

DIESEL

C A

S E T A

E

L E C

B O D E G A

E L E C T R I C O

C A S E T A

M E C

B O D E G A

M E C A N I C O

A G U A

P R E S A

S U C C I Ó N

P R E S A M E Z C L A D O

P R E S A

A S E N T A M I E N T O

B B A . L O D O S # 1

B B A . L O D O S # 2

P R E S A A G U A

U S O G E N E R A L

C A S E T A

M A T E R I A

L E S

Q U I M I C

O S

T A N Q U E

V I A J E S

C E N T R I F U G A S

V Á L V U L A S

E S T R A N G U -

L A C I Ó N

C A S E T A

S W A C O

Q U E M A D O R

E C O L O G I C O

P R E S A

R E C O R

T E S

P R E S A

E C O L O G I C A

D I E S E L

Q U I M I -

C O S

B B A . K O O M E Y C A

S E T A

P E R F O

R A C I Ó N

D W A

D W B

M P

T

E M B L O R I N A S

D E S G A S I F I C A D O R

C O B E R T I Z O

C O B E R T I Z O

S I L O S

E C C 2

G E N 2

E C C 3

G E N 3

T - 2

T - M T

- 1

T .

A G U A

T R A T A D

A

1 2

S E P A R A D O R

G A S - L O D O

2 1

S U B - E S T R U C T U R A

I N F E R I O R

O E S T E

S U B - E S T R U C T U R A

O E S T E

1 ª S E C C I Ó N

C H A N G U E R A

2 ª S E C C I Ó N

3 ª S E C C I Ó N

4 ª S E C C I Ó N

C O R O N A

R A M P A

M U E L L E

1

G E N E R A D O R E S C A / C D

C A S E T A S Y / O P R E S A S

M E T A L I C A S

R A D I A D O R E S

A G I T A D O R E S

T A B L E R O S C A / C D

M O T O R E S C A

M O T O R E S C . I .

C O M P R E S O R E S

T R A N S F O R M A D O R E S

T A N Q U E S D E A I R E

C E N T R I F U G A S

M A Q . S O L D A R

S E C A D O R A A I R E

1

2

C O M P A U X T - F E M

T S C R

Y C O N T G E N

T C

O N T R O L

A C A C

T I N T E R C O N E X I O N

A C

F E M

C O B E R T I Z O

E C C 1

G E N 1

S i s t e m a d e b o m b e o

y f l u i d o s d e c o n t r o l

Sistema de control superficial

S i s t e m a a u x i l i a r

Unid

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210

HrsNivel



72



3.7.5. Guía de operación del equipo

Consola del perforador y sus funciones.Antes de explicar la secuencia de pasos que el

perforador debe seguir para operar el malaca-te, componente principal del sistema de iza-

je y rotación, se ilustran los componentes dela consola de operación del perforador y susfunciones. El perforador deberá familiarizarsecon ellos y conocerlos a detalle.

Fig. 1 Vista general de la consola de operación del

perforador. Está dividida en seis secciones:

1. Control eléctrico.

• Indicadores de potencia.

• Reóstatos (velocidad)

• Interruptores

2. Selector de asignación SCR

3. Aceleradores manuales

4. Controles neumácos.

• Manómetros.

• Válvulas.

5. Palanca de control del freno auxiliar

6. Palanca de embrague de alta y baja

Fig. 2

Indicadores: muestran los valores de corriente de

los SCR.

1. Indicador de corriente SCR 1



4. Indicador de corriente SCR 41 2 3 4

1 2 3 4




realización

210

HrsNivel





Fig. 3 Panel de luces indicadoras que permiten conocer

la condición de los componentes eléctricos del

equipo.

Fig. 4 Perillas de asignación según SCR

Lado izquierdo (sacar /meter tubería):

SCR 1 SCR 2 SCR 3 SCR 4

11MALACATE

BMALACATE A ROTARIA

BOMBA

LODO 2

10MALACATE

B

BOMBA

LODO 1ROTARIA MALACATE A

9BOMBA

LODO 1ROTARIA MALACATE B MALACATE A

8MALACATE

BROTARIA

BOMBA

LODO 2MALACATE A

Lado derecho (perforar):


1 MALACATE

BOMBA

LODO 1 ROTARIA

BOMBA

LODO 2

2

BOMBA

LODO 1 ROTARIA MALACATE

BOMBA

LODO 2

3

BOMBA

LODO 1 MALACATE ROTARIA

BOMBA

LODO 2

4

BOMBA

LODO 1 ROTARIA

BOMBA

LODO 2 MALACATE

5 MALACATE ROTARIA ---------------

BOMBA

LODO 2

Fig. 5

1 2 3 4

Reóstatos (volantes) de izquierda a derecha:

sirven para acelerar los motores de corriente

directa

1. Acelerador de motor bomba 1

2.

Acelerador de motor bomba 23. Acelerador de motor del malacate

4. Acelerador de motor mesa rotaria

GENERADOR 1

ENCENDIDO

GENERADOR 2

ENCENDIDO

GENERADOR 3

ENCENDIDO

SOPLADOR

MALACATE A

SOPLADOR

MALACATEB

SOPLADOR

ROTARIA

SCR 1

ENCENDIDO

SCR 2

ENCENDIDO

SCR 3

ENCENDIDO

SCR 3

ENCENDIDO

SOPLADOR

BOMBA 1A

SOPLADOR

BOMBA 1B

SOPLADOR

BOMBA 2A

SOPLADOR

BOMBA 2B

LIMITE DE

POTENCIADISPONIBLE DISPONIBLE DISPONIBLE DISPONIBLE DISPONIBLE DISPONIBLE DISPONIBLE

FALLA MOTOR 1 FALLA

GENERADOR 1FALLA MOTOR 2

FALLA

GENERADOR 2FALLA MOTOR 3

FALLA

GENERADOR 3DISPONIBLE DISPONIBLE

Unid

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realización

210

HrsNivel



74



Fig. 6

1 2 3 4 5 6 7

Botones de accionamiento de izquierda a derecha:

cumplen funciones para operar desde la consola o

en forma remota.

1. Botón de bombas de lodo 1:

• Apagado-Encendido

2. Botón de silenciar alarma:

• Restablecer.

3. Botón de bombas de lodo 2:

• Apagado-Encendido

4. Botón de paro de emergencia: Saca los

SCR´s de línea.

5. Botón de rotación del malacate.

• Reversa-Apagado-Adelante.

6. Botón de rotación de la rotaria

• Reversa-Apagado-Adelante

7. Límite de torque:

• Incrementa en sendo a las maneci-

llas del reloj.

Fig. 7

1 2 3 4

Manómetros indicadores para la operación delmalacate de izquierda a derecha:

1. Manómetro de presión de agua de enfria-miento: indica la presión de agua de enfria-

miento para los tambores principales del

sistema de freno.

2. Manómetro de presión de aceite: indica

la presión de aceite lubricante de la trans-

misión.

3. Manómetro de presión de aire: indica lapresión de aire comprimido en el tanque de

almacenamiento para los componentes del

piso de perforación.

4. Manómetro de embrague: indica la pre-

sión de aire suministrado al embrague del

tambor.




realización

210

HrsNivel





Fig. 8

Válvulas para la operación de la tercera bomba ykelly spinner:

1. Válvula de embrague 3era bomba

2. Aceleración manual de la 3 era bomba

3. Válvula del kelly spinner

4. Válvula del freno de inercia de la mesa ro-tatoria: controla el retorno de la mesa ro-tatoria.

Fig. 9

1 2 3 4

5

Consola neumáca.1. Válvula actuadora de apretar:

• Hacia arriba embraga.

• Hacia abajo desembraga.

2. Válvula actuadora de rotaria


• Hacia abajo frena

3. Válvula actuadora de quebrar:


• Hacia abajo desembraga.

4. Válvula de los embragues alta y baja deltambor principal.

• Lado izquierdo embraga tambor debaja.

• Al centro queda fuera.

• Lado derecho embraga tambor dealta

5. Control del freno auxiliar electromagné-

co.

• Hacia arriba: apagado (OFF).

• Hacia abajo: actúa; recorrido totalde la palanca, aplica máxima ten-sión (250 VCD) al freno.

4

2

1 3

Unid

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dePerforación




realización

210

HrsNivel



76



ALERTA:

¿El perforador ha revisado y conoce todoslos componentes y funciones de la consolade operación del perforador?

No: debe leer y asegurarse de entenderlas funciones de todos los componen-tes en la consola de operación antes deproceder a operar.

Sí: proceder a operar.

Fig. 10 1. Válvula de transmisión del malacate: Embra-

ga los sprokets de transmisión del malacate:

• Hacia arriba alta.

• Hacia abajo baja.

Fig. 11 1. Válvula para subir y bajar el másl (ubicada

detrás de la consola).

• Hacia adelante: sube.

• Hacia abajo: baja.

Fig. 12 1. Acelerador de pie:

• Arriba: apagado (OFF).

• Al presionar: actúa y reemplaza a los

aceleradores manuales.




realización

210

HrsNivel







4. Verica que la palanca del freno se encuen-

tra ajustada a una altura que le asegure la

acción de frenado.

CABLE DE PERFORACIÓN

1. Inspecciona condiciones del cable para ase-

gurarse que no presenta deformaciones,

alambres rotos, entre otros.

Diámetro(pulgadas)

Resistencia a la ruptura(Ton)

Arado extra mejorado

1 - 3/8 87.1

2. Revisa la bitácora para observar las ton-km

de uso del cable y determinar el próximo

deslice/corte del cable. (Comentario el cor-

te y deslice de cable es únicamente per-

nente al ITP y Coordinador); sin embargo,

hay que involucrar a toda la cuadrilla deperforación en esta acvidad.

Diámetro del tambor del malacate 31”.

Diámetro del cable: 1 - 3/8”.

Meta en ton-km por metro de cable: 91

1 Ton-milla = 4.8 ton-km.

•Deslice cada 1350 ton/km

• Corte y deslice cada 2700 ton/km

3. Verica la grapa de anclaje del cable en el

malacate para asegurarse que se encuentra

instalada y jada correctamente.

4. Se asegura que el guarnido de la polea via-

jera con la corona corresponde al número

de líneas para el manejo del peso de la sar-

ta.

ALERTA:Se debe tener cuidado para minimizar los

choques, impactos, aceleraciones y frena-

dos bruscos de la carga.

5. Verica que el chango se encuentra en el

changuero con su equipo de protección

personal y de seguridad especíco para

trabajos en alturas (para operar en el chan-

guero).

PISO DE PERFORACIÓN

1. Verica que el área se encuentra libre de

obstáculos y limpia, para evitar accidentes.

2. Verica que la llave hidráulica (Arturito o

TW-60) y llaves de fuerzas para apretar y

quebrar tubería se encuentre en buenas

condiciones de operación.

Tubería de Perforación.

Diámetro

de

tubería

(in).

Pesonominal

(lb/).

Grado ypo de

conexión

Torque

(-lb).

Diámetrointerno ID

(in).

5 19.50 E-75 IEU 41,200 4.276




realización

210

HrsNivel





3. Verica que la unidad preventora de reven-

tones se encuentra disponible y calibrada

según se indica.

- Múlple: 1,500 psi.

- Acumuladores: 3,000 psi.

- BOP anular: 1,500 psi.

- Aire del equipo: 125 psi.

Alerta: Colocar candado para el preventor ciego4. Verica que los manómetros de la consolaremota de la unidad preventora en el piso

están calibrados.

MÁSTIL

1. Verica que los elementos en el másl

(lámparas, poleas, pernos, entre otros) se

encuentran asegurados.

2. Verica que los “dedos” de los peines del

changuero y los “zapatos”, se encuentran

sin golpes y asegurados.

BOMBEO Y LIMPIEZA DE FLUIDOVerica funcionamiento de los motores de CD,

sopladores, enfriamiento de camisa, pistones y

centrifugas de supercarga, equipo de control de

sólidos, agitadores y centrifugas mezcladoras.

Unid

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realización

210

HrsNivel



0



3.7.7. Perforar

OPERACIÓN GENERAL PARA ACTIVIDAD DE PERFORACIÓN

1. Asigna los motores del malacate y seleccio-

na la transmisión de acuerdo al peso de la

sarta, según la siguiente tabla:

Embrague del Tambor Baja Alta

Transmisión Baja Alta Baja Alta

Cargatotal en

toneladas

8 líneas 226 145 81 52

10 líneas 274 176 97 63

12 líneas 322 206 113 72

ALERTA: los valores mencionados en la tabla son

los máximos permisibles, según el fabricante; en

tal sendo, el perforador no debe excederlos

bajo ningún concepto, ya que ocasionará daños alequipo.

2. Asigna los motores de las bombas y de lamesa rotatoria.

3. Libera la cadena de la palanca del freno,

gira un 1/3 de vuelta el acelerador manual,

embraga el tambor principal, levanta la pa-

lanca liberando el freno del malacate y ac-

ciona el acelerador de pie para levantar la

sarta y conocer el peso según el indicador. ALERTA: El perforador debe asegurarse de que elacelerador manual de los motores del malacate

se encuentre a 1/3 de vuelta, para evitar un

movimiento brusco de la palanca al liberar la cadena

que la sujeta.

4. Desembraga y controla la palanca del freno

para bajar el kelly controladamente hasta

que la barrena toca el fondo perforado.

5. Acelera los motores de las bombas y de la

mesa rotatoria de acuerdo a los valores en

el programa de perforación y comienza a

levantar la palanca para dar peso a la ba-rrena.

6. Una vez nalizada la perforación de la lon-

gitud del kelly, deene el giro de la mesa

rotatoria y el bombeo de uido, llevan-

do los aceleradores manuales a apagado

(OFF).




realización

210

HrsNivel





7. Gira 1/3 de vuelta el acelerador de los mo-

tores del malacate, acciona el embrague,

libera el freno, y con el acelerador de pie,

sube el kelly hasta observar su conexión in-

ferior.

ALERTA: El perforador debe asegurarse que el

acelerador manual de los motores del malacate


movimiento brusco de la palanca al liberar la cadena

que la sujeta.8. Acciona la palanca frenando la elevación

del kelly.

9. Desembraga el tambor principal, controla

el peso de la sarta aplicando el freno y acu-

ña la tubería liberando de peso a la polea

viajera.

10. Se checa la presión que esté en cero y se

procede a cerrar la válvula de kelly.

11. Con la llave hidráulica calibrada a su máxi-

mo torque, se procede a quebrar la junta.12. Se levanta un mínimo y lo coloca a ras de

rotaria, abre válvula para descargar Kelly.

13. Con ayuda del malacate de maniobras

(ronco), mueve el kelly para colocarlo en la

caja del tubo que se encuentra en el hoyo

de ratón.

14. Con ayuda del kelly spinner o de la llave ro-

ladora, se ajusta la conexión, y con la llave

hidráulica aprieta la junta al torque reque-

rido.

15. El perforador embraga el tambor principal,

libera el freno y acciona el acelerador de

pie para sacar el tubo del hoyo de ratón y

presentarlo en la caja de la sarta acuñada.

16. Libera de peso a la polea viajera y aplica

el freno, procediendo al apriete de la junta

por medio de la llave hidráulica.

17. Libera el freno y levanta la sarta para sacar

las cuñas, aplica freno y desembraga.

18. Lleva los aceleradores de los motores del

malacate a “0”, acelera los motores de lasbombas, levanta la palanca del freno y

apoyándose con el freno electromagné-

co. Comienza a bajar la sarta hasta colocar

el buje del kelly en el buje maestro y frena.

Unid

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deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



2



19. Selecciona el motor de la mesa rotaria en

el SCR y lo acelera de acuerdo con el pro-

grama.

20. Apoyándose con el freno auxiliar, llega a

la profundidad perforada, libera el frenoelectromagnéco y, con la palanca del fre-

no, controla el peso que se debe aplicar a

la barrena.

3.7.8. Lista de vericación que debe seguir el perforador para sacar y meter

tubería

CONSOLA: ELÉCTRICA Y NEUMÁTICA

1. Verica en la consola:

• Lectura del manómetro de presión

de aire para asegurarse que ene

125 psi en el sistema.

• Disponibilidad de generadores y

SCR´s a línea.

• Que no exista ninguna condición de

alarma (luces indicadoras).2. Asigna los motores del malacate en los

SCR´s seleccionados probando su fun-

cionamiento con los aceleradores de

mano y pie.

3. Verica que los sopladores de los moto-

res de corriente directa operen

MALACATE PRINCIPAL

1. Verica que el sistema de enfriamiento

del malacate y freno auxiliar opera y su-

ministra el volumen de agua necesariopara cada componente (75 gal/min c/u).




realización

210

HrsNivel





2. Se asegura que el freno auxiliar está acoplado mecánicamente al malacate y

asegurada la palanca del mecanismo de

acoplamiento.

ALERTA: No perforar con el freno auxiliar energizado

cuando la tasa de perforación es muy baja, ya que se

presentan dos condiciones desfavorables:

1. El giro del rotor es lento y, en esa situación, la

acción de frenado es mínima; la acción de frenado seráefecva en la medida en que el rotor esté girando y,

mientras se encuentre a mayor velocidad, mejor será

el enfriamiento y mayor la acción de frenado.

2. La baja velocidad del tambor no permite

que el rotor del freno lleve agua para enfriar

la parte superior de las bobinas; lo cual gene-

ra sobrecalentamiento y daño prematuro a las

mismas.

3. Verica, calibra y prueba la posición y

funcionamiento de la válvula toggle.

4. Verica que la palanca del freno se en-

cuentra ajustada a una altura que le

asegure la acción de frenado.

CABLE DE PERFORACIÓN

1. Inspecciona condiciones del cable para

asegurarse de que no presenta defor-

maciones, alambres rotos, entre otros.

Diámetro(pulgadas)

Peso aprox.(lb/)

Resistencia a la ruptura (lbs.)

Arado extramejorado

1 - 3/8 3.5 87.1 ton

2. Revisa la bitácora para observar las

ton-km de uso del cable y determinar

el próximo deslice/corte del cable. (Co-

mentario: el corte y deslice de cable es

únicamente pernente al ITP y coordi-

nador; sin embargo, hay que involucrar

a toda la cuadrilla de perforación en

esta acvidad).

Diámetro del tambor del malacate: 31”.

Diámetro del cable: 1 - 3/8”.

Meta en ton-km por metro de cable: 91

1 Ton-milla = 4.8 ton-km.

• Deslice cada 1,350 ton/km

• Y corte y deslice 2,700 ton/km

3. Verica la grapa de anclaje del cable en

el malacate para asegurarse de que se

encuentra instalada y jada correcta-

mente.

4. Se asegura de que el guarnido de la po-lea viajera con la corona corresponde

al número de líneas para el manejo del

peso de la sarta.

ALERTA:

Se debe tener cuidado para minimizar los cho-

ques, impactos, aceleraciones y frenados brus-

cos de la carga.

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deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



4



5. Verica que el chango se encuentra en

el changuero con su equipo de protec-

ción personal y de seguridad especíco

para trabajos en alturas (para operar en

el changuero).

PISO DE PERFORACIÓN

1. Verica que el área se encuentra libre

de obstáculos y limpia, para evitar ac-

cidentes.

2. Verica que la llave hidráulica (Arturito

o TW-60) y llaves de fuerzas para apre-

tar y quebrar tubería se encuentren en

buenas condiciones de operación.

Tubería de perforación.

Diámetrode

tubería

(in).

Pesonominal

(lb/).

Grado ypo de

conexión

Torque(-lb).

Diámetrointerno ID

(in).

5 19.50 E-75 IEU 41,200 4.276

3. Verica que la unidad preventora de re-

ventones se encuentra disponible y cali-

brada según se indica

- Múlple: 1,500 psi.

- Acumuladores: 3,000 psi.

- BOP anular: 1,500 psi.

- Aire del equipo: 125 psi.

ALERTA: Colocar candado para el preventor ciego

4. Verica que los manómetros de la con-

sola remota de la unidad preventora en

el piso están calibrados.

MÁSTIL1. Verica que los elementos en el másl

(lámparas, poleas, pernos, entre otros)

se encuentran asegurados.

2. Verica que los “dedos” de los peines

del changuero y los “zapatos”, se en-

cuentran sin golpes y asegurados.




realización

210

HrsNivel





Sacar tubería

1. El perforador y el ITP, al revisar las opera-

ciones del pozo, determinan sacar la tube-

ría de perforación, desacelera el motor de

rotaria, manteniendo las bombas de lodo

operando con el mismo gasto con el que se

terminó perforando, para obtener una lim-

pieza total de recortes en el pozo.

Sacar tubería:


11 MALACATE B MALACATE A ROTARIA

BOMBA

LODO 2

10 MALACATE BBOMBA

LODO 1ROTARIA MALACATE A

9BOMBA

LODO 1ROTARIA MALACATE B MALACATE A

8 MALACATE B ROTARIABOMBA

LODO 2MALACATE A

2. Desacelera a “0” los motores de las bom-

bas de lodo.

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dePerforación




realización

210

HrsNivel



6



3. Ulizando la transmisión y el embrague se-leccionado del malacate, procede a liberar

la palanca del freno para elevar la sarta has-

ta que quede libre la junta del kelly a junta

de conexión, procediendo a descansar la

sarta en las cuñas sobre la rotaria. Apagar

las bombas, checar que la presión esté en

cero y cerrar la válvula del kelly.

Embrague deltambor Baja Alta


Carga

total en

toneladas

8líneas

226 145 81 52

10

líneas274 176 97 63

12

líneas322 206 113 72

ALERTA: los valores mencionados en la tabla son

los máximos permisibles, según el fabricante; en

tal sendo, el perforador no debe excederlos

bajo ningún concepto, ya que ocasionará daños

al equipo.4. Procede a aojar la junta del kelly con llaves

de fuerzas o llave TW-60 (la que aplique).

Procede a desconectar la junta del kelly

con el kelly spinner, levanta y asienta a ras

y descarga la presión para colocarlas en la

funda del kelly, con apoyo del malacate de

maniobras (ronco), liberándolos del gancho

con varilla del chile. Cerrar la lengüeta y li-

berar el candado de la polea viajera

5. Gira un 1/3 de vuelta el acelerador manual,

actúa el embrague del malacate seleccio-

nado, y levanta la palanca liberando el fre-

no del malacate.

ALERTA: el perforador siempre deberá conocer

el peso de la sarta para seleccionar el embraguey transmisión acordes al peso a trabajar, para noarriesgar la integridad del equipo.

Embrague del tambor Baja Alta


Cargatotal en

toneladas

8 líneas 226 145 81 52

10 líneas 274 176 97 63

12 líneas 322 206 113 72

ALERTA: El perforador debe asegurarse de que elacelerador manual de los motores del malacate


movimiento brusco de la palanca al liberar la

cadena que la sujeta.




realización

210

HrsNivel





6. Acciona el acelerador de pie, libera cuñas y

eleva la sarta hasta que salga la junta infe-

rior del 3er tubo de la lingada.

ALERTA: El perforador deberá observar

el indicador de peso, para detectar si hay

algún arrastre al estar extrayendo la sarta

del pozo.

7. Desembraga el tambor principal, contro-la el peso de la sarta aplicando el freno y

sienta la TP en cuñas, liberando de peso a

la polea viajera.

8. Con la llave hidráulica o con llaves de fuer-

zas (la que aplique), calibrada a su máximo

torque y se procede a quebrar la junta y

desenrosca la TP ulizando la llave roladora

SSW-30

9. Con ayuda de los ayudantes de piso, colo-

car la recolectora de uido o chaqueta10. El perforador embraga el tambor principal.

11. Levanta la palanca del freno para descar-

gar uido de lingada, abre la chaqueta para

liberar el tambor principal y acciona el ace-

lerador de pie.

ALERTA: si observa que el movimiento es

muy lento, ajuste el acelerador manual

hasta obtener una velocidad moderada

con el acelerador de pie.

12. Eleva la lingada, libera el embrague del

malacate y aplica el freno, de tal manera

que quede libre la lingada con respecto a

la caja.

13. Mientras el personal de piso guía la lingadahacia el petallo, el perforador controla el

freno hasta que la parte inferior del tubo

quede posicionado en el petallo.

ALERTA: La lingada debe ser guiada pordos ayudante de piso y con la palma de la

mano, nunca con el pie.

14. El perforador controla el freno del malaca-

te principal para bajar el block y el chango

libera la lingada abriendo el elevador. Con-

núa bajando el block para enganchar la

siguiente lingada a extraer.

ALERTA: el changuero debe asegurar la

lingada.

ALERTAS DE SEGURIDAD

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realización

210

HrsNivel



8



• Vericar el funcionamiento del tanque de viajes y llenarlo de acuerdo al volumen de uido

calculado, para mantener el pozo lleno, de acuerdo al volumen de acero de la tubería sacada,

y llevar estrictamente el llenado de la cédula del tanque de viaje.

• Tener la válvula de pie o de seguridad y su llave de operación disponibles en el piso de perfo-ración. Es recomendable que la conexión de enlace de la válvula sea la misma que la tubería

en uso; de lo contrario, se debe mantener la válvula con el sustuto o combinación que enlace

a la tubería.

• Determinar el volumen del pozo al sacar la tubería, de acuerdo a su diámetro y peso por uni-dad de longitud.

• Verique que la unidad acumuladora de presión hidráulica (unidad koomey) y el control re-moto de la misma se encuentren en condiciones de operación adecuadas.

• Durante la extracción de la tubería, de no contar con un tanque de viajes, asegúrese de llenar

el pozo por lo menos cada 3 ligadas (90 metros) de tubería que se saque, y asegurándose detener el nivel visible en la supercie.

• La tubería se debe extraer a una velocidad moderada, la cual debe estar en función al diáme-tro de las tuberías, de la barrena y de las TR´s, para evitar los efectos de succión (surgencia o

suaveo) en algunas zonas crícas del pozo.

Estas recomendaciones permirán evitar, en lo posible, la ocurrencia de un brote mientras se saca

tubería, ya que las causas más comunes son las siguientes:

∅ No llenar o llenar insucientemente el pozo de acuerdo al volumen de acero extraído.

∅ Sacar la tubería demasiado rápido.

∅ Pérdida de circulación de uido en el pozo.

∅ Gas incorporado en la columna de lodo dentro del pozo.

• Al meter o sacar herramienta, NO OLVIDAR POSICIONAR LA VÁLVULA TOGGLE, para evitar el

accionamiento del sistema de protección de golpes a la corona, y colocarla en su lugar inicialde calibración al término de estas acvidades.




realización

210

HrsNivel





3.7.9. Meter tubería

1. Revisa la válvula toggle

2. El perforador y el ITP, al revisar las opera-

ciones del pozo, determinan meter la tube-

ría de perforación, asigna los motores del

malacate según se muestra en la gráca.

Meter tubería


11MALACATE

B

MALACATE

A ROTARIABOMBA

LODO 2

10MALACATE

B

BOMBA

LODO 1ROTARIA

MALACATE

A

9BOMBA

LODO 1ROTARIA

MALACATE

B

MALACATE

A

8MALACATE

BROTARIA

BOMBA

LODO 2

MALACATE

A

3. y selecciona la transmisión y embrague enfunción del peso de la sarta.

ALERTA: el perforador siempre deberá co-

nocer el peso de la sarta para seleccionarel embrague y transmisión acordes al pesoa trabajar, para no arriesgar la integridad

del equipo.Embrague del Tambor Baja Alta


Cargatotal en

toneladas

8 líneas 226 145 81 52

10 líneas 274 176 97 63

12 líneas 322 206 113 72

4. Rera la cadena de seguridad de la palanca

del freno y manene frenado el malacate.

5. Gira 1/3 de vuelta el acelerador manual, ac-va el embrague seleccionado y levanta la

palanca liberando el freno del malacate.

ALERTA: El perforador debe asegurarse de

que el acelerador manual de los motores delmalacate se encuentre a 1/3 de vuelta, para

evitar un movimiento brusco de la palanca al

embragar el malacate.

6. Acciona el acelerador de pie para elevar la

polea viajera hasta el nivel del changuero,

donde suelta el acelerador.

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realización

210

HrsNivel



0





3.7.10. Lista de vericación que debe seguir el perforador antes de intro-

ducir TR

Revisar:

1. El sistema de frenado del malacate

2. El programa de ton-km por viaje ALERTA: si es necesario, deslice y corte el cable.

3. El programa de guarnido del cable de perfora-

ción

4. La existencia de tapones de levante para la TR

5. y cuancar la existencia de accesorios para co-

rrer la TR

6. El diámetro del collarín de arrastre ALERTA: no debe tener alambres rotos7. El destorcedor del cable del collarín de arrastre ALERTA: debe girar libremente

8. El collarín de arrastreALERTA: no debe tener quebrado el resorte del

seguro

9. El pasador del seguro del collarín ALERTA: debe estar sujeto con cable o cadena

10. El collarín de arrastre ALERTA: no debe tener desgaste interior

11. Las llaves de fuerzaALERTA: los dados deben tener lo, libres de

lodo y bien asegurados

12. La existencia de extensiones para ajustar los

diámetros de las llaves de fuerza

13. Las mordazas y el resorte de las llaves de fuerza

14. Los cables salvavidas ALERTA: no deben tener alambres rotos

15. El cable para colgar la llave enroscadora; puede

ser de 5/8” con grillete.

16. La llave enroscadoraALERTA: debe tener un tensor instalado en el

cable

17. Las unidades de potencia de las llaves de fuerza ALERTA: no deben tener fugas

18. La mesa y elevadores neumácos (arañas)ALERTA: contar con los insertos para el diámetro

de la TR a manejar19. Las guías del elevador neumáco

20. El sistema de lubricación de las arañasALERTA: las graseras no deben estar tapadas o

golpeadas.

21. Las conexiones neumácas de las arañas ALERTA: no deben tener fugas

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realización

210

HrsNivel



2



22. La palanca para operar manualmente las ara-

ñas

23. La palanca que usa el chango para operar ma-

nualmente las arañas

ALERTA: debe tener oricio o argolla para

mantenerla sujeta al changuero de alinear.

24. E inspeccionar el changuero alineador, ALERTA: debe estar seguro y funcional.

25. Efectuar la operación de la grúa de manera se-

gura

26. Inspeccionar las roscas de la TR y aplicar la gra-

sa

3.7.11. Introducir TR

1.El tramo de la TR ya ha sido colocado

con la izadora en la rampa de tubería y el

personal de piso ha colocado el collarín de

arrastre y vericado el cierre al colocarle

el seguro.

2. El personal de piso prueba la apertura

y cierre del elevador araña y base

operándolo neumáca y manualmente.

3. Asigna los motores del malacate.


11MALACATE

B

MALACATE

AROTARIA

BOMBA

LODO 2

10MALACATE

B

BOMBA

LODO 1ROTARIA

MALACATE

A

9 BOMBALODO 1

ROTARIA MALACATEB

MALACATEA

8MALACATE

BROTARIA

BOMBA

LODO 2

MALACATE

A




realización

210

HrsNivel





4. Selecciona la transmisión y embrague enfunción del peso de la TR.

ALERTA: el perforador siempre deberá co-

nocer el peso de la sarta para seleccionarel embrague y transmisión acorde al peso atrabajar, para no arriesgar la integridad del

equipo.

Embrague deltambor Baja Alta


Carga

total en

toneladas

8 líneas 226 145 81 52

10 líneas 274 176 97 63

12 líneas 322 206 113 72

5. Rera la cadena de seguridad de la

palanca del freno y manene frenado el

malacate.

6. Gira 1/3 de vuelta el acelerador manual,

acva el embrague seleccionado y

levanta la palanca liberando el freno del

malacate.

ALERTA: El perforador debe asegurarse que el

acelerador manual de los motores del malacate se

encuentre a 1/3 de vuelta, para evitar un movimiento

brusco de la palanca al embragar el malacate.

7. Acciona el acelerador de pie para elevar

la polea viajera hasta el nivel del medio

changuero donde suelta el acelerador.

8. Desembraga el tambor principal y aplica

la palanca del freno para que el personal

de piso alinee el piñón con la caja.

9. Dependiendo de la altura del piñón con

respecto a la caja de la TR acuñada:

• Por debajo: embraga el tambor principal

y libera el freno para levantar lo

necesario.

• Por arriba: se apoya con el freno para

colocarlo en posición con la caja.

10. Enrosca con llave roladora y aplica

torque a la junta con llave hidráulica

(de apriete computarizado para TR), deacuerdo al torque seleccionado.

ALERTA: ver tabla de torques aplicados a la TR de la

compañía de tubos de acero TENARIS TAMSA.

11. Embraga el tambor principal, libera el

freno para levantar la TR y el personal de

piso abre la araña.

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210

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4



12. Baja la TR apoyándose con el freno

auxiliar electromagnéco para disminuir

la velocidad y poder tener el control de

la misma con el freno del malacate y asíaccionar la araña para asentar la TR.

ALERTA:Para pesos mayores a 35 ton, apoyarse en el freno

electromagnéco.

El perforador deberá observar el indicador de peso

al ir bajando lentamente la sarta para detectar si hayresistencia.

ALERTAS DE SEGURIDAD

• Bajar TR a una velocidad moderada para evitar que se acuñe dentro del agujero abierto.

3.7.12. Instalar BOP´s

1. Sacar los cubos de la mesa rotaria.

2. El perforador libera la cadena, levanta la

palanca y controla el freno del malacate

principal para bajar el block hasta una

altura accesible para que el personal

de piso pase el estrobo por el gancho y

asegure el freno con la cadena.

ALERTA: Esta acvidad la realiza con la ayuda de la

grúa de 30 ton, para mayor seguridad.

3. El personal de piso pasa los extremos del

estrobo por el centro de la rotaria hasta el

piso donde está colocado el preventor a

instalar; al mismo empo, colocan estrobo

que aseguran con la grúa para controlar

movimiento pendular del preventor.4. El personal de piso procede a asegurar

los extremos del estrobo al preventor,

informan al perforador y al operador

de la grúa para que se preparen para

iniciar el movimiento del preventor

coordinadamente.

5. Asigna los motores del malacate y

selecciona la transmisión y embrague

correspondientes para levantar el

preventor6. Rera la cadena de seguridad de la

palanca del freno y manene frenado el

malacate.




realización

210

HrsNivel





7. Gira 1/3 de vuelta el acelerador manual,

acva el embrague de alta y levanta la

palanca liberando el freno del malacate.

ALERTA: El perforador debe asegurarse de que el

acelerador manual de los motores del malacate


movimiento brusco de la palanca al embragar el

malacate.

8. Acciona el acelerador de pie para

levantar lentamente el preventor desde

el piso hasta la altura donde ha quedado

instalado la brida del cabezal y, al mismo

empo, el operador de la grúa controla el

movimiento.

9. Desembraga el tambor principal y controla

el peso y movimiento del preventor

aplicando la palanca del freno.

ALERTA: Operación riesgosa que requiere atención

por parte del perforador y el personal de piso, que

deberá indicar al perforador de manera precisa

los ajustes de acoplamiento entre las bridas delpreventor y el cabezal.

10. Una vez colocada la brida del preventor

con la del cabezal, el personal de piso

procede a instalar y ajustar los birlos.

11. Finalizada la instalación de los tornillos,

el personal de piso procede a soltar los

grilletes que levantaron el BOP y los

estrobos de la grúa que controlaron el

movimiento.

12. El personal de piso coloca nuevamente loscubos a la mesa rotaria.

Estas operaciones se repiten durante el proceso de la perforación del pozo en

condiciones normales.

En caso de que exista un evento no deseado, tal como un brote o un reventón, el

perforador deberá remitirse al Manual de procedimientos operativos.

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3.7.13. ¿Qué pasa si…?

A continuación se listan algunas situaciones que pueden presentarse durante las

operaciones de perforación y que deben ser atendidas por el perforador.

Los motores de CD se salen de línea

¿Qué pasa si el perforador se encuentra operando el equipo y de repente se sale de línea unmotor de corriente directa (CD)?

1. Observa que la alarma de un SCR se encien-

de.

Deene la perforación y verica qué motor presentó

la falla.

2. Si es el motor de la rotaria: Lleva el acelerador a “0”, manene las bombas

encendidas circulando. Levanta la barrena del

fondo, posicionando la junta del Kelly a la alturade conexión, mientras determina con el personal

de mantenimiento la causa de la falla.

3. Si es un motor del malacate: Intenta levantar la barrena del fondo con el

otro motor del malacate. En caso de no tener

suciente potencia por el peso de la sarta, rotary circular, mientras determina con el personal demantenimiento la causa de la falla.

4. Si es un motor de bomba: Deene la perforación y levanta la barrena

de fondo. Connúa circulando con la otra

bomba mientras determina con el personal

de mantenimiento la causa de la falla.

Los motores de CI se apagan por una falla

¿Qué pasa si el perforador se encuentra operando el equipo y de repente se paran los motores decombustión interna (baja presión de aceite, alta temperatura, falta de combustible, combustibleen malas condiciones, fltros de combustible tapados, entre otras)?

1. Asegura la palanca del freno con la cadena. Apoyado con la iluminación de emergen-

cia, lleva todos los aceleradores a 0 y las

asignaciones de los SCR´s a apagado (OFF).

2. Si hay personal de mantenimiento en sio, El perforador solicitará el apoyo del encar-

gado técnico de mantenimiento para que,conjuntamente con el operario de segunda,

arranquen y metan a línea una máquina

para poder restablecer operaciones.




realización

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3. En caso de no haber personal de manteni-

miento en sio,

El perforador espera la llegada del personal de

mantenimiento o, de encontrarse el encargado

técnico de mantenimiento en sio, procede según

el punto 2.

Paro con el botón de emergencia

¿Qué pasa si el perforador, accidentalmente, acciona el botón de paro de emergencia localizadoen la consola eléctrica?

1. Se deene toda acvidad que se estaba de-

sarrollando con los motores de corriente di-

recta, por quedar sin energía.

Lleva todos los aceleradores a “0” y las

asignaciones de los SCR´s a apagado (OFF)

y restablece el botón de paro de emergen-

cia.

2. Si hay personal de mantenimiento en sio. El perforador solicitará el apoyo del encar-

gado técnico de mantenimiento para que,

conjuntamente con el operario de segunda,arranquen y metan a línea una máquina

para poder restablecer operaciones.

3. Si no hay personal de mantenimiento en si-

o:

El perforador espera la llegada del personal

de mantenimiento o, de encontrarse el en-

cargado técnico de mantenimiento en sio,

procede según el punto 2.

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8





4.1. Características del cable de perforación

Descripción

El cable de acero es un producto fabricado conalambres de acero que se colocan ordenada-mente para desarrollar un trabajo especíco.La construcción del cable de acero se debea un diseño de las partes que lo componen:alambres, torones y alma.

GRUPO 6 X 19 Este cable se construye con seistorones enlazados en forma de espiral alrede-dor de un alma de acero. Cada torón puedeser construido con una cantidad variable de

alambres (de 16 a 26) de diámetro diferente.Esta distribución de los alambres y torones dacomo resultado más exibilidad y resistencia ala abrasión.

Las construcciones de este grupo más utiliza-das son 6 x 19 ller (6 x 25) y 6 x 19 seale. Elmás usual es el primero por ser resistente a laabrasión y al aplastamiento. La exibilidad queproporciona el cable permite usarlo en poleasque tengan 25 veces su diámetro.

Los cables quedan clasicados de acuerdo alos siguientes grupos, que son los más comu-nes para la industria petrolera.

Fig. 1.

Grupo

6 x 7

6 x 196 x 37

8 x 19

18 x 7

19 x 7

Cubre

6 x 16: 6 x 19; 6 x 21; 6 x 25; 6 x 26. 6 x 31; 6 x 36; 6 x 37; 6 x 41; 6 x 43; 6 x 49.

8 x 19; 8 x 21; 8 x 25.

De 3 hasta 14 alambres.

18 ó 19 torones, 7 alambres c/u

; 8x36Unid

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Capítulo 4. Sistema de Izaje II

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Alma del cableSirve como soporte a los torones enrollado asu alrededor. De acuerdo al trabajo a que sesometerá el cable, será el tipo de material de

fabricación del alma; las más utilizadas son:ALMAS DE TORÓN formadas por un torónigual a los demás que componen el cable (7 x7) y ALMAS DE FIBRA que pueden ser vegeta-les o sintéticas.

El alma de acero se utiliza en cables expuestosal aplastamiento o en lugares donde la tempe-

ratura es muy elevada y puede ocasionar queel alma de bra se dañe con el calor.

A la vez, este tipo de alma proporciona unaresistencia del 10% aproximadamente adicio-nal a la ruptura. Estos cables son de menorexibilidad.

Los cables con alma de bra se utilizan en tra-bajos donde no se exponen a las condicionesmencionadas. Son de mayor exibilidad, fácilmanejo y mayor elasticidad.

El preformado del cable es la forma que ten-drán los torones y alambres, según el cable.De esta manera, al cortar los alambres perma-necen en su lugar y proporcionan al mismomayor estabilidad al no producir esfuerzos in-ternos.

Nota: Cuando por algún motivo se rompe unalambre en cables preformados, el alambre

roto permanece en su posición; sin embargo,el no preformado al romperse tiende a des-prenderse del cable.

Torcido de los cables

Generalmente los cables se fabrican con untorcido regular o torcido lang. El torcido re-gular se diseña de manera que los alambresdel torón estén torcidos en dirección opuestaa la de los torones del cable; en el torcido lang,

los alambres y los torones se encuentran en lamisma dirección.

Nota: Considerar que la exibilidad la propor-ciona la relación del numero de alambres portorón.

Fig. 3. Preformado del cable.

Fig. 2. Partes de cable.




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Los cables con torcidos lang son más exiblesy resistentes a la abrasión, pero con el incon-veniente que tienden a destorcerse, por lo cualse deben utilizar solamente en trabajos donde

ambos extremos estén jos y no le permitangirar sobre si mismo. Los cables con torcidosregular son de más fácil manejo, con menosriesgo de formación de “COCAS”, más resis-tentes al aplastamiento y tienen menos ten-dencia a destorcerse aunque no tengan josambos extremos.

En ambos tipos de torcido (regular y lang)pueden fabricarse en dirección derecha o iz-quierda. En la mayoría de los casos no afecta

el que se utilice un cable torcido derecho o iz-quierdo.

Los cables torcidos derechos son los de ma-yor empleo en malacates, grúas retenidas, etc.Los cables con torcido izquierdo se utilizan enequipos de perforación tipo percusión debi-do a que por su efecto mantienen apretadasla roscas de los aparejos de perforación porpercusión.

Existe otro tipo de torcido llamado ALTERNA-DO que se construye alternando torones de-rechos e izquierdos. Este tipo de torcido tienemuy poca aplicación.

Calidad de aceroLa calidad o grado del acero que se utiliza enla fabricación de cables de acero para mala-cates, es generalmente acero de arado mejo-rado. Los fabricantes del cable usan distintas

iniciales para determinar el grado de acero decables.

Se consideran dos factores, que son:

• Selección del cable.• Diámetro y longitud.

El cable debe tener el diámetro apropiado parael trabajo que se requiera de acuerdo con lafuerza necesaria y ranuras de las poleas en elequipo; la longitud necesaria para efectuar el

guarnido y una cantidad suciente en el tam-bor de reserva para los deslizamientos y cortesdel cable.

Diámetro del cableLos cables que se utilizan en los equipos deperforación y reparación de pozos están fa-bricados sobre tamaño, es decir, con diámetroexterior mayor al que se especica.

Un cable con diámetro ligeramente mayor que

su tamaño nominal puede trabajar bien; peroun cable con diámetro menor a su tamaño no-minal no trabaja correctamente. Sin embargo,el margen de sobretamaño (demasía) que sepermite dentro de cada clasicación es bas-tante ligero.

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1 x7 1x12 1x19 1x37

3x19 6x7SEALE

6X19

SEALE

6X19

FILLER

6X21

FILLER

6X25

FILLER

6X25

6X26

WARRINGTON

SEALE

6X36

WARRINGTON

SEALE

6X37

6X41 6X43

6X49 7X7 8X19 18X7

Fig. 4. Cortes Seleccionados de las construcciones más comunes de los cables de acero.




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Cables o líneas de perforación para equipo rotatorios grandes




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4.2. Puntos críticos en el guarnido de unmástil

1. Grapa de sujeción del ancla

2. Grapa del tambor principal del malacate.3. Curvatura en el perímetro de la polea delínea muerta.

4. Curvatura en el perímetro del resto de laspoleas de la corona y polea viajera.

5. Línea viva de la polea loca al tambor prin-cipal del malacate.

Fig. 5. Puntos criticos del cable.

3.- Curvatura en elperímetro de la polea dela linea viajera.

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Fig. 6. Partes de polea viajera.




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4.3.- Signicado de las toneladas kilometro

El servicio total efectuado por un cable de ace-

ro nuevo, instalado en los equipos de Perfo-ración y Mantenimiento de Pozos, se puedeestimar tomando en consideración el tipo deoperación desarrollada, entre las que encon-tramos:

• Viaje por cambio de barrena.• Viaje con aparejo de perforación, produc-

ción y tubería combinada.• Viaje con zapata, tubería lavadora, lastra

barrenas y tubería de perforación.• Viaje con molino, lastra barrenas y tubería

de perforación combinada.• Operaciones con aparejo de pesca.• Operaciones de perforación y molienda de

cemento utilizando tubería de perforacióncombinada.

Metiendo TR.También es importante que para la estimacióndel servicio del cable además se considerenlos factores que se derivan de la tensión, que

son:Tensión impuesta por carga de aceleración ydesaceleración.Tensión por vibraciones.Tensión por fricción del cable con la superciedel tambor del malacate y poleas.

Después de haber considerado las opera-ciones que se efectuarán y los factores antesmencionados para la práctica en el campo, se

estima un valor aproximado de la vida útil delcable, calculando solamente el trabajo efec-tuado al introducir y sacar tubería al realizarlas operaciones anteriormente descritas.

A esta operación se le llama “viaje redondo”. El cable de perforación durante su serviciosufre un desgaste al estar deslizándose cons-tantemente por las curvaturas de las poleas alizar y descender las cargas que se manejan enlas diferentes operaciones que se efectúan du-

rante la perforación de un pozo petrolero. Estedesgaste se dene mediante el cálculo de lastoneladas-kilómetro que se van acumulando.

Posteriormente de acuerdo a la altura del más-til y al área geográca apropiada, se efectúandeslizamientos y cortes del cable con la na-lidad de cambiar de posición la zona desgas-tada.

De esta forma, usando programas de desliza-miento y corte planeados, la vida de serviciode los cables de perforación puede ser au-mentada.

Uno de los factores que inuye en el desgasteprematuro de los cables de acero, es el malestado de las poleas al presentar ranuras in-adecuadas, baleros con exceso de fricción yescorias.

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Primer paso: Flotar la sarta

150 mDC. 61/2”x 213/16” 92 lb/pie = 137.08 kg/m x 0.808 = 110.76 kg/m

100 mTP HW5” x3”50 lb/pie = 74.50 kg/m x 0.808 = 60.19 kg/m

5750 mTP 5” 19.5 grado “E” = 31.12 kg/m x 0.808 = 25.14 kg/m

Donde: Tvr = Toneladas kilómetro por viaje redondoWtf = Peso ajustado de la TP kg./m (Flotada)P = Profundidad del viaje redondo en m.LP = Longitud de una lingada en m.A = Peso del block en kg.

Datos: P = 6,000 mLP = 28 mA= 5,000 kgLodo 1.50 gr /cm3 Ff= 0.808

Tvr. = W Tf X P ( LP + P ) + (4 x P x A)

1,000,000

Formula

150 mDC. 6-1/2” x 2 - 13/16” 92 lb/pie = 137.08 kg/m x 0.808 = 110.76 kg/m

100 mTP HW 5” x 3” 50 lb/pie




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Calculo de TVR de acuerdo a procedimiento.

Tvr =1).- Wl x P(Lp + p) + 2 x P (2A + C)1,000,000

[ [] ]

Tc =

* T = 2 x P1

2).-P(Lc + P) Wc + 4 x P x A

2,000,000

[

( )

[] ]

Tp =3).- 3 (T1 - T

2)

P1 =

PTP

P

5).-

En caso de tener Tubería H.W. aplicar:

� x D

C2 = P

1 1 -

Pt = Peso total entre D.C. y H.W. flotada, en kg.

; en kg.

Tm =4).- 2 (T4 - T

3)

Nomenclatura:

D = Diámetro del tambor en pulgadas.Pr = Perímetro del tambor en cm.

Cm = Carga máxima permisible en las líneas, en Tons.N = Número de líneas guarnidas.Rr = Resistencia a la ruptura del cable, en Tons.F.S. = Factor de seguridad, sin unidades (2.5, 3.0, 3.5 ó 4.0).H.P.G. = Potencia al gancho, en H.P.Ps = Peso de la sarta de perforación otada, en kg.d = Distancia recorrida, en m.

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t = Tiempo para sacar una lingada, en seg.Tvr = Trabajo realizado en un viaje redondo, en Ton x km.Wl = Peso de la TP otada, en kg/m.P = Profundidad del pozo, en m.

Lp = Longitud de una parada, en m.A = Peso del aparejo, en kg.C = Peso de los D.C. otada (kg/m) menos el peso de la TP (kg/m) otada; multiplicado por lalongitud de las D.C., en kg.Tp = Trabajo realizado cuando se perfora, en Ton x km.T2 = Trabajo realizado para un viaje donde se termina de perforar, en Ton x km.T1 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se comenzó a perforar, enTon x km.Tm = Trabajo realizado cuando se muestrea, en Ton x km.T4 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se terminó de muestrear,en Ton x km.

T3 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se comenzó de muestrear,en Ton x km.Tc = Trabajo realizado cuando se baja una TR, en Ton x km.Wc = Peso de la TR en el lodo, en kg/m.Lc = Largo de una TR en m.T = Trabajo realizado para una operación de pesca, en Ton x km.Pt = Trabajo realizado de un viaje redondo a la profundidad total del pozo, en Ton x km.P

t = Perimetro del tambor, en pulgadas.

Ptp = Peso de la TP en kg/m otados.π = 3.1416

Como sugestión para un trabajo de pesca muy fuerte se recomienda dicha fórmula.

Factores mínimos de seguridad para los cables de acero aprobados por el API.

• Cable del tamaño principal 3• Cable del tambor de sondeo 3• En operación de pesca 2

• Corriendo tuberías de revestimiento 2

Empleando factores de seguridad más elevados se obtiene mayor vida útil del cable.




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dependiera únicamente de la inspección a sim-ple vista para estimar cuándo se debe deslizary cortar, se obtendría como resultado cortesexcesivos y desgastes no uniformes, disminu-yendo con esto la vida en servicio del cable.

Una regla práctica para los deslizamientos ycorte del cable, sería:

Deslice el menor número posible de metros,mientras están en movimiento todos los pun-tos críticos de desgaste en el cable, para queninguno sea expuesto al mismo desgaste porsegunda ocasión. También es recomendableque se deslice el cable más seguido cuandolas operaciones que se efectúan son severas ocuando el cable sufra tensiones intermitentes.

Corte el cable deslizado siempre y cuando:• Una inspección visual muestre desgaste

bien denido, entonces deberá cambiarse.• Se acumule mucho cable en el tambor.

4.4. Razones por las cuales se deslizan y secorta un cable

El concepto de deslizamiento del cable está

basado en el propósito de que:• El desgaste del cable es mayor en los pun-

tos críticos.• Deslizando el cable, los puntos críticos se-

rán cambiados a un lugar diferente en elcable.

Deslizando el cable, los puntos menos desgas-tados se colocarán en el lugar de los puntoscríticos tan pronto como sean movidos.

La vida útil del cable de perforación puedeaumentarse si se utiliza un programa efectivopara efectuar los deslizamientos y cortes ba-sándose en el incremento del servicio. Si se

5 - CALCULO DE T.K. DE LA TUBERIA.

144555 ( 5,778 ) + (115,000,000)

1,000,000Tvr3

25.14 X 5,750 ( 28 + 5,750 ) + (4 X 5,750 X 5,000)

1,000,000

Tvr3

Tvr = EN LA HERRAMIENTA = 201 T-K

Tvr = EN TP HW = 72 T-K

Tvr = EN LA TUBERIA = 950 T-K

TOTAL DEL VIAJE REDONDO = 1223 T-K

Recuerden esto sería unviaje redondo simetieran la sarta a 6000mts y sacarannuevamente a superficiey nos daría 1223 T-KTvr3 = 950 T-K

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• Las ton-km acumulada desde el últimocorte alcancen el número predeterminadopara un corte.

Debemos seleccionar una meta de servicioentre cada corte en valores de ton x km. Estevalor puede determinarse mediante gráca,

ajustándose de acuerdo con la experiencia. Eltrabajo realizado por el cable en cada una delas operaciones, se calculan y se lleva un con-trol para aplicar el programa de deslizamien-

tos y cortes.

Longitud en metros por cortar de cable

Diámetro del tambor en milímetros y pulgadas

Altura del mastil o torre

en metros y pies

279.4 330.2 355.6 406.4 457.2 508.0 588.8 609.6 660.4 711.2 762.0 812.8 863.6 914.4

(11”) (13”) (14”) (16”) (18”) (20”) (22”) (24”) (26”) (28”) (30”) (32”) (34”) (36”)

Número de metros por cortar

56.8

(186’)

35.0 35.0 34.0 34.0 33.0

43.1

(141’)

43.5

(143’)

44.5

(146’)26.0 26.0 26.0 27.0 27.0 27.0

40.5

(133’)

41.3

(135’)

42.0

(138’)25.0 27.0 24.0 24.0 26.0 25.0 24.0

37.8

(122’)

39.2

(129’)

39.8

(131’)22.0 22.0 23.0 23.0 24.0 24.0 23.0 23.0 24.0

28.5

(94’)

29.2

(96’)

30.4

(100’)20.0 20.0 19.0 18.0 18.0 19.0 18.0 12.0

26.5

(87’)18.0 16.0 16.0 17.0

20.0

(66’)11.0 12.0

Diámetro del tambor en milímetros y pulgadas

Altura del mastil o torre

en metros y pies

279.4 330.2 355.6 406.4 457.2 508.0 588.8 609.6 660.4 711.2 762.0 812.8 863.6 914.4

(11”) (13”) (14”) (16”) (18”) (20”) (22”) (24”) (26”) (28”) (30”) (32”) (34”) (36”)

Número de vueltas por cortar

56.8

(186’)15-1/2” 14-1/2” 13-1/2” 12-1/2” 11-1/2”

43.1

(142’)

43.5

(143’)

44.5

(146’)13-1/2” 12-1/2” 11-1/2” 11-1/2” 10-1/2”

40.5

(133’)

41.3

(135’)

42.0

(138’)15-1/2” 14-1/2” 12-1/2” 11-1/2” 11-1/2” 10-1/2” 9-1/2”

37.8

(126’)

39.2

(129’)

39.8

(131’)17-1/2” 15-1/2” 14-1/2” 12-1/2” 12-1/2” 11-1/2” 10-1/2” 9-1/2” 8-1/2”

28.5

(94’)

29.2

(96’)

30.4

(100’)19-1/2” 17-1/2” 14-1/2” 12-1/2” 11-1/2” 10-1/2” 9-1/2” 9-1/2” 8-1/2”

26.5

(87’)17-1/2” 14-1/2” 12-1/2” 11-1/2”

20.0

(66’)12-1/2” 11-1/2”

Longitud en metros por cortar de cable

Número de vueltas por cortar de cable




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Recomendaciones prácticas.Se sugiere utilizar un estabilizador de líneamuerta que se coloca en la parte intermediadel mástil. Consiste en un brazo tubular quese ja al mástil y en el extremo opuesto, unreceptáculo de hule sólido que se ajusta segúnel diámetro del cable. Este accesorio permiteevitar movimientos al cable o chicote.

Mantenga instalados y apretados los tornillosen el tambor del malacate y la grapa. Los per-

nos del sensor deberán tener el seguro insta-lado. Todos los cables tienen desgaste naturalpor el trabajo; pero en ocasiones, debido almanejo inadecuado, falta de mantenimiento otrabajos inapropiados, se reduce la vida útil deestos.

A continuación se presenta una serie de pro-blemas más frecuentes en el campo y las cau-sas probables que los ocasionan.

Tolerancia en el diámetro de la ranuraEn relación con el diámetro del cable

Diámetro del

cableDiámetro de la ranura

mm pg mm pg

6.5 - 8

9.5 -19

20 - 28

30 - 38

40 - 50

1/4 -5/16

3/8 - 3/4

13/16

- 11/8

13/16

- 1½

119/32

- 2

+ 0.4 - 0.8

+ 0.8 - 1.6

+ 1.2 - 1.6

+ 1.6 - 3.2

+ 2.4 - 4.8

+ 1/64 - 1/32

+ 1/32 - 1/16

+ 3/64 - 3/32

+ 1/16 - 1/8

+ 3/32 - 3/16




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Problemas Causas

- Sobrecarga debido a impactos severos.

- Cocas.

- Desgaste excesivo en punto.

Cable roto. - Debilitamiento de uno o más torones.

- Oxidación excesiva.

- Falta de elasticidad.

- Deslizamiento y cortes inadecuados.

- Sobrecargas.

- Cocas.

- Desgaste en punto por oxidación.

- Fatiga.

- Velocidad excesiva.

- Deslizamiento del cable en punto de

Apoyo.

- Vibraciones en el ancla del cable.

- Deslizamientos y corte inadecuados.

Torones rotos

Uno o más

hilos rotos

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- Cambio inadecuado del cablede carrete a carrete.

- Cable flojo en el carrete principal

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Lubricación de los cables.Es de esencial importancia para la vida de loscables prestar particular atención a la lubrica-ción de los mismos, no solo en el proceso de

fabricación, sino también durante su uso.

La lubricación desempeña las siguientes fun-ciones:

• Disminuye rozamiento interno, tanto dealambres como de torones.

• Se evita la corrosión.• Se conserva su alma de bra.

Por lo general, la mejor protección de un cable

contra corrosión es el engrasado del mismo;sin embargo, en algunas ocasiones este no loprotege totalmente, y aun en otras, como enel caso de las acerías, no es recomendable quelos cables tengan exceso de grasa.

En los cables de acero que trabajan regular-mente no es tanto de temer la corrosión exte-rior, sino la interior, que va en detrimento de laresistencia de este.

Las grasas empleadas deben ser uidas,ya que tienen que penetrar en el interiorde los cables, ser adherentes, para evitarescurrimientos y exentas de substancias aci-das para evitar la corrosión. Se recomienda encaso de ser posible, utilizar la grasa en calientecon el n de que penetre hasta el alma y no sepermita ninguna señal de humedad.

No se puede establecer regla ja para deter-

minar cuándo se debe reengrasar un cable, yaque esto depende de circunstancias particu-lares en cada caso. En general es convenienteengrasar nuevamente los cables cada semana,aunque en condiciones especiales de trabajoes recomendable hasta con una mayor fre-cuencia.

La practica indicara el intervalo de tiempo con-veniente entre una y otra operación de engra-se. Es conveniente antes de re-engrasar un ca-ble, eliminar residuos de grasa con un cepillo

de cerdas metálicas y usar petróleo o gasolina.El cable de acero está construido de muchaspartes entre sí. Debido al uso se va eliminan-do la lubricación de fábrica, por esto será ne-cesaria la lubricación en el campo, como seilustra a continuación.

Fig. 7. Mantenimiento del cable.




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Factores que afectan el rendimiento de un ca-ble.

• Uso normal recalentamiento.• Deformaciones.

• Rotación/cambios.• Fatiga.• Terminales dañadas.• Deterioro interno.• Corrosión.• Abrasión.• Deterioro mecánico.• Grupos locales de alambres rotos visibles.(un máximo de 3 en uno de los torones).• Deterioro o daño en las terminales (3 alam-bres rotos como máximo en una distancia

de 6 mm de la terminal).• Deterioro del alma (disminución del diá-

metro del cable.• Uso normal (reducción máxima de diá-metro: 10% el diámetro nominal en cablesde 6 torones.

• Corrosión interna.• Corrosión externa, (considerar grado deafectación).• Deformación, (considerar grado de severi-dad).• Daño por temperatura.• Corrosión interna.• Corrosión externa (considerar grado deafectación).• Deformación (considerar grado de severi-dad).

• Daño por temperatura.

Inspección de cables en servicio

Donde examinar:

• Amarres y terminales.• Poleas.• Tambores.• Rodillos.• Sitios de paso del cable con máxima o mí-nima aceleración.• Áreas de condiciones anormales de tra-bajo.• Áreas susceptibles de deterioro.• Información con operadores, etc.

4.6. Carga máxima de acuerdo al númerode líneas

Para calcular la carga máxima recomendadaen el aparejo, se debe de tomar en cuenta elnúmero de líneas del guarnido.

Los equipos de perforación y mantenimiento apozos utilizan cable de acero tipo boa, serie 6x 19 alma de acero, acero de arado mejorado.

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Cable de acero tipo boa de 1 3/8” guarnidoa 8 líneas, resistencia de 77.54 tonefectivapor línea.

Resistencia a la tensión por línea

n por línea

FACTOR DE SEGURIDAD =

Carga máxima

Resistencia a la tensión x numero de líneas

NUMERO DE LINEAS =Carga máxima flot. x factor de seguridad

Resistencia a la tensión

CARGA MAXIMA =

Resistencia a la tensión x numero de líneas

Factor de seguridad

Fórmulas para cálculos de: carga maxima, número de líneas y factor de seguridad.Factores de seguridad con respecto al levantamiento de una carga

Ejemplo:

Se desea levantar una sarta que pesa 131 toncon un aparejo guarnido con cable de 1 1/8”y se predispone un margen de seguridad de4 ¿A cuantas líneas debe de estar guarnido elaparejo?.

Datos:

Resistencia del cable de 1 3/8” = 77.54 ton,1 1/8 = 52.5 Ton, resistencia a la tensión.

Margen de seguridad 4, se reere a que elguarnido que tenga el equipo de acuerdo a laresistencia del cable deba de levantar el valorde la carga multiplicada por 4. En este ejemplotendremos que usar un guarnido que soporte(131 ton x 4) = 524 ton.




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4.7. Componentes del sistema de izaje

Características y mantenimiento de la corona ypolea viajera. Las coronas tienen como funciónproporcionar un medio para el guarnido del

cable de operación, con las poleas del conjun-to viajero, con el ancla de la línea muerta y conel tambor del malacate.

El bloque de la corona está formado por 4 o6 poleas, que están montadas en línea sobreuna estructura de acero, sujetadas por un per-no central común, este conjunto se instala enla parte superior del mástil.

NUMERO DE LINEAS =Carga máxima flot. x factor de seguridad

Resistencia a la ruptura

4.8. Tipos de anclasAncla de línea muerta.- Este accesorio con-siste en un tambor de giro libre con brazo depalanca, en el tambor se enrolla en cable deoperación dando de dos a cuatro vueltas, el

extremo libre que viene del carrete de reserva,se ja al ancla mediante una grapa con estríasde fricción sujeta con seis tornillos al brazo depalanca.

Todo este conjunto se acopla a su base respec-tiva con un perno de alta resistencia; existenvarias marcas y el tipo de cada una de ellas secombinara con el indicador de peso y diáme-tro de cable que esté utilizando el equipo.

Ancla national tipo “EB” con diafragma “mar-tín decker”–890, para indicador tipo “E” o “EB”.Rango en la línea muerta 90,000 lb; diámetrodel tambor 28 pg.; peso 1,400 lb para medidasde cable de 1 ¼”, 1 3/8” y 1 ½” con indicadortipo “E” y 1 ½” a 1 5/8” con indicador tipo “EB”(equivale hércules mod. 131).

Ancla national tipo “D” con diafragma “mar-tín decker E–80, para usarse con indicador depeso tipo “E”. Rango en la línea muerta 60,000lb; diámetro del tambor 24 pg.; peso 1,080 lbrecomendada para medidas de cable de 1”,11/8” y 1¼” (equivale Hércules mod. 129).

Ancla national tipo “F” con diafragma “martíndecker” e–160-a, se instala para indicadores

Fig. 7. Corona de mástil.

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del tipo “FS”; rango en la línea muerta 40,000lb; diámetro del tambor 16 pg.; Peso 385 lbrecomendada para medidas de cable de 7/8,1”, 1 1/8”y 1 ¼” (equivale hércules mod. 118).

Ancla national tipo “G” con diafragma instala-do “martín decker” E–190 para usarse con in-dicador de peso tipo “G”; rango de capacidaden la línea muerta 30,000 lb; diámetro del tam-bor 10 pg.; Peso 160 lb para medida de cablerecomendado de 5/8”, ¾”, 7/8” y 1”(equivalehércules mod. 117).

La instalación de la anclas se realiza deacuerdo a su tipo, las E y D se instalan en el

piso de la subestructura o en la parte izquierdade esta, en el lado izquierdo cuando el guarni-do del cable se va a realizar a la izquierda, y dellado derecho cuando el guarnido se hará a laderecha. El tipo FS se instala en la parte mediade la pierna izquierda del mástil. El tipo G seinstala en el piso del remolque del malacate.

El tambor del ancla se fabrica con ranuras en elcuerpo de enrollado acordes con el diámetro

del cable que utilizará, con el n de obtenerun buen enrollado y evitar daños prematuros.

En el extremo del brazo palanca se instala undiafragma (sensor) que transmite la fuerza alindicador de peso cuando se efectúa un mo-vimiento de carga (tensión) por medio de unuido que circula a través de una manguerade alta presión al momento de comprimirlo;el censor está instalado en el ancla con pernosque sujetan un extremo al brazo de palanca

del tambor móvil y el otro a la base ja.

El ancla trabajará y activará al diafragma efec-tuando un jalón en el cable de operación delmalacate, transmitiéndolo a la línea muertay esta, activa el brazo de palanca del censorcomprimiendo al uido y enviando la señal

de carga hacia el indicador de peso. Ver la si-guiente gura.

Mantenimiento.

• Mantenga limpia el ancla.• Aplique una capa de grasa (untura) en la

supercie del cable enrollado en el carrete.• Lubrique los pasadores (pernos) del

diafragma.• Engrase el perno principal del tambor mó-

vil.• Verique el desgaste de la ranura de la

grapa que asegura el cable.• Inspeccione en cada turno los puntos que

se indican en la siguiente gura.

Fig. 9. Ancla de línea muerta mostrando los puntos deinspección.




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Tipos de ancla nacional.

AnclaIndicador

de peso

Cable(recomendado)

pg

Capacidad

ton

Peso

pgSensor

D

E

EB

FS

G

D

E

EB

FS

G

1-1/8 – 1-1/4

1-3/8 – 1-1/2

1-1/2 – 1-5/8

7/8 – 1

7/8 – 1

22.7

34.0

45.4

18.0

13.6

487

707

707

175

19

E80

E80

E80

E160A

E190

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Guarnido de aparejo para Mástiles Pirámide

Secuencia de actividades para guarnir, des-lizar y cortar cables.

Deslizando cable.

1. Cálculo de tons-km.2. Acuerdan efectuar el deslizamiento del ca-ble. Junta de operación y seguridad.

3. Colgar la polea viajera.4. Comprobar el colgado de la polea viajera.5. Vericar instalaciones de tornillos topes en

el ancla.6. Retirar abrazaderas del ancla.7. Medir la longitud de cable a deslizar8. Vericar la función para deslizar cable por

corona y estabilizadores

9. Deslizar la longitud de cable seleccionado.10. Instalación nuevamente de la abrazadera

del cable principal en el ancla.

Efectuar Juntas de Trabajo y ASP, de acuer-do al procedimiento.

Acuerdan cortar cable.

1. Despejar el piso quitar tolvas y colgar lapolea viajera en el piso.2. Extracción del cable del carrete.3. Inspección del cable.4. Desanclaje del cable en el carrete del ma-

lacate.5. Calibración del tambor del malacate y ca-

ble. Preparación para cortar el cable.6. Efectuar el corte del cable.7. Anclaje del cable en el tambor del mala-

cate

8. Enrollado del cable en el malacate.9. Instalación de tolvas.10. Quitar el cable de la polea.11. Proteger el cable principal.12. Instalar y calibrar freno de corona y pro-

barlo.




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Guarnido de aparejo para MástilContinental EMSCO

Guarnido de aparejo paraMástiles IDECO C.M.

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5.1 Especicaciones y características de tu-berías de perforación (T.P.)

5.1.1 Aceros utilizados para la fabricaciónde herramientas tubulares.

√ Lastrabarrenas, echa y conexiones paratubería de perforación acero AISI-4145modicado, aleación cromo / molibdenobrinel 285 y 341. √ Cuerpo del tubo de perforación: acero AISI-1340 aleaciones manganeso molibdeno. √ AISI-4330 modicado: acero cromo níquelpara fabricar martillos (drilling jars) y otras

herramientas de alto impacto sometidas aaltos esfuerzos de tensión y torsión. Tam-bién pueden ser usados en la fabricaciónde lastrabarrenas. √ ERS 425: acero cromo molibdeno resisten-te al H

2S (ácido sulfhídrico).

√ SMF 166 y SMF 2000: acero de bajo car-bón no magnético para fabricar Lastraba-rrenas y housing MWD. √ SF 500 y arnco 200 XT carburo de tungste-

no grano no de 20 a 45 malla para apli-cación de bandas protectoras en las cajasde los tubos de perforación (hardfasing). √ TCP. (microplates) para recubrimiento dealetas de estabilizadores. √ TSI. (bottons) para insertos de carburo detungsteno en aletas estabilizadores.

Otros materiales tubulares

La fabricación de tuberías se ha diversicadoy extendido para satisfacer la demanda de lasdiferentes industrias que las utilizan como in-sumo. Es por ello que en la actualidad obte-nemos tuberías con diferentes calidades enlos materiales que la componen. Tal es el casode: tuberías de aluminio, tuberías de bra de

vidrio, tuberías de plástico, etc. Cada una deellas tiene aplicaciones especícas y limitadaspor las condiciones del material y de su res-puesta en su manejo.

Tipos de tuberías

El uso de tuberías en un pozo es de vital im-portancia. Constituyen el medio por el cual ga-rantizan el control del mismo y se aseguran lasinstalaciones para el mejor aprovechamiento ymantenimiento del pozo.

Con el n de entrar en materia, es impor-tante mencionar que dentro de la ingeniería

de perforación las tuberías juegan un papelfundamental y cumplen diversas funciones.Por ello, se ha manejado una clasicacióntanto por su objetivo como por la funciónque deben cumplir al ser utilizadas en el in-terior de un pozo.

Tuberías de perforación

Las tuberías de perforación son los elementos

tubulares utilizados para llevar a cabo los tra-bajos durante la operación de la perforación.

Generalmente se les conoce como tuberías detrabajo, porque están expuestas a múltiplesesfuerzos durante las operaciones de perfora-ción del pozo.

Propiedades del tubo de perforación:

√ Rango (longitud del tubo)

√ Peso √ Espesor de pared √ Clase

√ Grado

Rango:Es la longitud de un tubo sin considerar co-

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Capítulo 5 - Sartas de Perforación II

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nexiones y se clasican en 3 rangos API.

Rango Pies Metros1 18 a 22 5.48 a 6.70 (Inusual)

2 27 a 30 8.23 a 9.14 (Usual)3 38 a 45 11.58 a 13.72

Peso del tubo

√ Peso unitario (lb/pie y/o kg/m) √ Peso nominal (lb/pie y/o kg/m) √ Peso ajustado (lb/pie y/o kg/m)

Determinación del peso unitario de una tube-

ría

pu= 10.68(D-t)(t) + 0.00722(D2)

Peso nominalSe reere al peso del cuerpo liso del tubo (seda en lbs/pie)

Pn = (pa+pu)/2

Donde:

pa= peso ajustado (lb/pie)pu= peso unitario (lb/pie)

Peso ajustado

Se reere al peso del cuerpo liso del tubo másel peso de las conexiones caja y piñón, se daen kg/mPa= 2pn-pu

Donde:pn= peso nominal (lb/pie)pu= peso unitario (lb/pie)

Espesor de pared

Está determinado por la diferencia de los diá-metros exterior e interior, y es referente para laidenticación de la clase del tubo

D= diámetro exteriord= diámetro interior

Clase

La clasicación que hace API en las tuberías deperforación es la siguiente:

Clase nueva: Es aquella que no ha sufrido nin-

gún desgasteClase Premium: Son aquéllas que han sufridoun desgaste exterior uniforme del 12% al 20%del área de acero del cuerpo del tubo.

Clase 2: En esta clasicación se encuentran lastuberías que han perdido entre el 12 y 20% delespesor de pared, en forma excéntrica y ade-más en algún punto el espesor de pared es del65% de su espesor original.

Clase 3: Cuando una tubería se desgasta del20 al 35% del área de acero original en formaexcéntrica cae en esta clasicación.

Clase 4: Son tuberías que han sufrido un des-gaste mayor a los anteriormente anotados.

Donde:

pu= Peso unitario (lb/pie)D= Diámetro exterior de la tubería (pg)

t= Espesor de la pared del cuerpo del tubo (pg)

=2




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Tabla 1. Clave de pesos para la identicación de tubería de perforación.

Fig. 1. Clave de colores para la identicación de tubería de perforación y sus juntas.

Tabla 2. Clasicación e identicación de T.P.

CLASIFICACIÒN DE JUNTAS

CLASIFICACIÒN DEL TUBO

IDENTIFICACIÒN DE GRADOS

IDENTIFICACIÒN DEL PESO

Claves de pesos de tubería de perforación

Tamaño D.E.(pg)

Peso nominal(lb-ft)

Espesor de pared(pg) Numero de clave de peso

2 - 7/8 6.8510.4*

0.2170.362

12

3 - 1/29.50

13.30*15.50

0.2540.3680.449

123

4 - 1/2 16.60*20.00

0.3370.430

23

5 19.50*25.60

0.3620.500

23

5 - 1/2 21.90*24.70

0.3610.415

23

*Indica el peso estándar para el tamaño de tubería indicado.

1 Clasicación de tuberíaa) Clase premium 2 franjas blancas

b) Clase 2 una franja amarilla

2 Identicación por grados franja en el centro

del tubo

Una franja grado “E”

Dos franjas grado “X-95”

Tres franjas grado “G-105”

Grado S-135

(franjas de color blanco)

3 Clasicación de juntasa) Clase premium franja blanca

b) Clase 2 franja amarilla

4 Identicación del pesoa) Bajo calibraje franja azul

b) Alto calibraje franja naranja

Conexiones compables4 ½” IF---NC-50---5” XH

4 ½ ” XH---NC-46--- 4” IF

3 ½ “ IF--- NC-38

3 ½ “ IF--- NC-31

3 ½ “ IF--- NC-26

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Grado

La resistencia mínima a punto cendente se re-ere a la fuerza necesaria para estirar o compri-

mir la tubería de perforación hasta de formarla permanentemente. La resistencia mínima ala tensión se reere a la fuerza necesaria paraestirar la tubería hasta deformarla. Otro fac-tor importante es la resistencia al colapso, o lafuerza necesaria para aplastar los lados de latubería hasta socavarla sobre sí misma.

De acuerdo a A.P.I. las tuberías se clasican dela siguiente manera:

Tabla 3. Clasicación de tuberías.

Fig. 2. Tubería de perforación grado E depeso estándar.

Fig. 4. Tubería de perforación grado X-95de peso estándar (API después de enero 1,1995).

Fig. 5. Tubería de perforación grado X-95 depared gruesa (API después de Enero 1, 1995).

Fig. 6. Tubería de perforación grado G-105 de peso estándar (API después de Enero1, 1995).

Fig. 7. Tubería de perforación grado S-135 depeso estándar (API después de Enero 1, 1995).

Fig. 3. Tubería de perforación grado E-75 depared gruesa (API después de Enero 1, 1995).

PBL

Ranura cuadrada fresada

Clave del peso

de la tuberìa

de la tuberìaClave del grado

14

“

Tres ranura circunferencial

Dos ranuras circunferencial


Ranura circunferencialR 1

Clave del pesode la tuberìa

de la tuberìa

Clave del grado

4

“1

4

“

34

“

Ranura circunferencial

Bandas en la parteintermedia del tubo

Grado Resistencia mínima aPunto cedente (lb/pg²)

1- Blanca E-75 75,000

2- Blanca X-95 95,000

3- Blanca G-105 105,000

4- Blanca S-135 135,000




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Código para identicar el peso y grado dela tubería de perforación

El símbolo de la compañía, así como el mes yaño de la soldadura, el símbolo de la fábrica

de tubería y el código del grado de la misma,deberán grabarse con esténcil de acero en labase de la espiga.

5.2 Funciones y componentes de una sartade perforación

Es un conjunto de herramientas tubulares di-señado para efectuar operaciones de perfora-ción, reparación, terminación y mantenimientode pozos.

5.2.1 Funciones

Funciones:

√ Transmitir rotación a la barrena. √ Transmitir y soportar cargas axiales. √ Transmitir y soportar cargas de torsión. √ Transmitir el peso sobre la barrena paraperforar. √ Guiar y controlar la trayectoria del pozo √ Permitir la circulación de uidos.


Dos ranura circunferencial

Clave del peso

Clave del grado

de la tuberìa

de la tuberìa

TYP

R

1

14

“

14

“

34

“

Fig. 8. Tubería de Perforación Grado S-135 de Pared Gruesa (API después de Enero 1,1995).

Tabla 4. Identicación de la Tubería de Perfo-ración.

Fig 9. Clasicación e identicación de T.P.

Tabla 5. Ejemplos del marcas en la base de laespiga.

Grado Símbolo Fabricante de tubería Símbolo Fabricante de tubería Símbolo

E-75 E Armco A FalckItaly F

X-95 X J&L Steel J Tamsa T

G-105 G UnitedStates Steel N Ni pon kikankabushi ki K

S-135 S Wheeling -Pittsburgh P Voullourre V

Youngstow s Y MannesmannrohrenWerke MDalmine S.P.A. Italy D Sumitomo Metal Ind. S

1 2 3 4 5

β * 6 07 N E

Símbolo delfabricante de la junta

*muestra de ejemplo

Mes de lasoldadura

Junio

Año de lasoldadura

2007

Símbolo delfabricante del tubo(UnitedStates Steel)

Tuberíagrado

“E”

Aparejos de fondo lisos.

Convencional Aparejos de fondo

estabilizados

Aparejo con motor

de fondo/

MWD / LWD.

Navegable Aparejo con Power Drive, Geo-Pilot,

y herramientas similares

Unid

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5.2.2 Componentes más comunes

El lastrabarrena antimagnético logra trasmitirla señal electromagnética a los controles en

supercie esto, desplazando la fuente de estoscampos lejos de la brújula del inclinómetro.

5.2.3 Componentes más comunes

Tubería Extra pesada (HW)

Ellas hacen la transición entre la tubería deperforación y los lastrabarrenas, evitando así,un cambio abrupto en las áreas seccionalescruzadas. También son utilizadas como lastra-

barrenas, especialmente en agujeros de tra-yectoria controlada (horizontales).La TPHWproporciona exibilidad al aparejo de fondo,también son más fáciles y rápidas de manejarque los lastrabarrenas y más importante aún,reducen la posibilidad de atrapamiento dife-rencial (Fig. 12).

Lastrabarrenas (DC)

Proporcionan peso disponible para aplicar ala barrena, tensión y rigidez a la sarta. Estándisponibles en las siguientes construcciones,lisos, helicoidales y antimagnéticos.

Lastrabarrenas En Espiral (Helicoidal)

Estos lastrabarrenas reducen el riesgo de pe-gaduras por presión diferencial del ensamblede fondo (Fig. 12). Se pierde cerca del 4% pesoal maquinarles las ranuras. El peso en lbs/pie

de un lastrabarrena en espiral de 8” D.E x 213/16” D.I. se calcula de la siguiente manera.

W= 2.67 (D2-d2) x 0.96W= 2.67 (82-2.8122) x 0.96W= 144 lb/pie

Combinación De Lastrabarrenas De DiferentesDiámetros.

Como regla empírica, no se debe reducir de

diámetro más de 2 pulgadas o más de un ta-maño de conexión a la vez. Por ejemplo, 10” a8” y de 8” a 6”, etc. u 8 5/8” API Reg. a 7 5/8”API y de ésta a Reg. 6 5/8”. etc.

TUBERIA DEPERFORACIÒN

TUBERIA HW DETRANSICIÒN

SUSTITUTO DEENLACE

LASTRABARRENADE PERFORACIÒN

ESTABILIZADORDE SARTA

PORTA BARRENALISO

BARRENA

Fig. 10. Conjunto típico de una sarta de perfo-ración.




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1



Se recomienda usar cuando menos tres lastra-barrenas del mismo diámetro por cada reduc-ción de medida.

Estabilizadores

Los aparejos de fondo (BHA) originan fuer-zas en la barrena que varían de acuerdo conlas condiciones de operación (P.S.B) y a lascaracterísticas de la formación. Estas fuerzasgobiernan el ángulo de inclinación del pozo.Para mantener bajo control estas fuerzas ge-neradas en la barrena, y consecuentementela inclinación del pozo, se utilizan las fuerzaslaterales ejercidas por los estabilizadores al

hacer contacto con las paredes del pozo. Porlo tanto, la manipulación de la posición y elnúmero de estabilizadores (puntos de tangen-cia o contacto) es fundamental para un buencontrol del ángulo del pozo (Fig. 13).

Barrena

Es la herramienta de corte localizada en el ex-tremo inferior de la sarta de perforación, uti-

lizada para cortar o triturar la formación du-rante el proceso de la perforación rotatoria. Sufunción es perforar los estratos de la roca me-diante el vencimiento de su esfuerzo de com-presión y de la rotación de la barrena.

Herramienta de percusión en la sarta(martillo)

El Principal propósito de correr un martillo de

perforación es proporcionar una acción degolpeteo inmediato cuando la sarta está pe-gada o acuñada. Existen diversas ventajas portener un martillo como parte de la sarta deperforación. Cuando la sarta está pegada, elmartillo está disponible inmediatamente, estodisminuye costosas operaciones de desviación

ó pesca, y en consecuencia ahorrara tiempo,equipo y dinero.

Lastrabarrenas antimagnéticos

El propósito del lastrabarrena antimagnéti-co es el de reducir la interferencia del campomagnético de los componentes del conjuntode fondo arriba y debajo de la brújula del incli-nómetro direccional con el campo magnéticoterrestre.

Lastrabarrenas lisoLastrabarrenas Helicoidal

Tuberìa Heavy Weight Tuberìa de Perforaciòn

Fig 11. Componentes Tubulares de la sarta deperforación.

Unid

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Combinaciones o enlaces:

Permiten interconectar tubulares de diferentesdiámetros y tipos de roscas o juntas

5.3 Diseño del aparejo de fondo

El diseño de la sarta de perforación se realizade abajo hacia arriba, por lo que una vez quese cuenta con la información, se inicia el pro-ceso de diseño seleccionando las lastrabarre-nas y la tubería pesada.

5.3.1 Conguración del ensamble ó aparejode fondo

Existen tres tipos de conguraciones de en-

sambles de fondo (Fig. 15), los cuales permi-ten mantener el punto neutro por debajo de lasección de la tubería de trabajo. La seleccióndel tipo de conguración se hace en funciónde la severidad de las condiciones de ope-ración a las que estará sometida la sarta deperforación, determinada en pozos de corre-lación.

Tipo 1. Es la conguración más simple y estácompuesta por lastrabarrenas y tubería de tra-

bajo. El peso sobre la barrena se aplica con loslastrabarrenas y el punto neutro es localizadoen los lastrabarrenas.

Tipo 2. Esta conguración utiliza tubería pe-sada por arriba de los lastrabarrenas, comotransición entre lastrabarrenas y tubería detrabajo. En este arreglo, el peso sobre barrenatambién se aplica con los lastrabarrenas y elpunto neutro es localizado dentro de la longi-

tud de los mismos.Tipo 3. Esta conguración utiliza lastrabarre-nas únicamente para lograr el control direccio-nal, mantener la verticalidad del pozo o redu-cir la vibración de la sarta de perforación.

DE

CAMISA

INTEGRAL

DE

ALETA

SOLDADA

DE

CAMISA

INTERCAMBIABLE

DE

PATINES

REEMPLAZABLES

Fig 12. Tipos de estabilizadores.

Fig. 13. Combinaciones de enlace.

Fig. 14. Conguraciones de ensambles defondo.

TUBERIA DE

TRABAJO

TUBERIA PESADA

PUNTO NEUTRO

LASTRABARRENAS

TIPO 1 TIPO 2 TIPO 3




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1



En este arreglo el peso sobre la barrena se apli-ca con los lastrabarrenas y la tubería pesada, elpunto neutro se localiza en la tubería pesada.Esta conguración permite manejar el aparejo

de fondo en forma rápida y sencilla, reduce laposibilidad de pegadura por presión diferen-cial y fallas en las conexiones de los lastraba-rrenas. En la perforación direccional moderna,este arreglo es el más recomendado.

Determinar el diámetro de los lastrabarre-nas

Cuando las posibilidades de pegaduras porpresión diferencial sean mínimas, la experien-

cia establece que el diámetro de los lastra-barrenas debe ser el máximo permisible, deacuerdo con la geometría del pozo y el diáme-tro de la barrena. Esto permitirá un mejor con-trol direccional, menor longitud del ensamblede fondo, menor probabilidad de pegaduraspor presión diferencial y menor margen demovimiento lateral (menor esfuerzo de pan-deo y fatiga de las conexiones). La siguienteecuación práctica proporciona una idea del

diámetro mínimo de lastrabarrena dMLB (pg)requerido.

dMLB = 2 * de CTR − db

Donde:dMLB = Diámetro mínimo de lastrabarrena, en pg.de CTR = Diámetro exterior del cople de la TR, en pg.db = Diámetro de la barrena, en pg.2 = Constante.

Calcular la longitud de los lastrabarrenassegún la conguración denida

Cuando el peso sobre la barrena es proporcio-

nado únicamente por los lastrabarrenas (arre-glos tipo 1 y 2), la longitud mínima de lastra-barrenas se calcula de la siguiente manera:

Cálculo para pozos direccionales

En un pozo direccional requiere que se hagauna corrección en el peso total de los lastra-barrenas, puesto que sólo una parte del pesototal estará disponible para aplicarse sobre labarrena.

Aplicando la siguiente ecuación: P = w x cos

Para 45° desviación P = w x 0.7071Para 60º desviación P = w x 0.5Para 90° desviación P = w x 0.0

De la ecuación, en un pozo de 60º de desvia-ción se puede ver que solamente la mitad del

8

LLB =Pm x Fs

W LB

x Ff x COS a

LLB

=

Pm =

Fs =

W LB

=

Ff =

Cos aº =

Donde:

Longitud de lastrabarrenas, en m

Peso máximo sobre barrena, en kg.

Factor de seguridad en %

(Expresándose como 1.20 si es 20% y

1.15 en caso de 15%)

Peso de lastrabarrenas en kg/m

Factor de otación sin unidades

Coseno del ángulo de desviación en

grados

Para pozo vertical el ángulo es = 0°

Cos 0° = 1

Unid

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44





Durante la perforación estas fuerzas gobiernanel ángulo de inclinación del pozo. Para man-tener bajo control estas fuerzas generadas enla barrena, y consecuentemente la inclinación

del pozo, se utilizan las fuerzas laterales ejer-cidas por los estabilizadores al hacer contactocon las paredes del pozo.

LT= Longitud de la barrena al primer punto detangencia

Ensambles de fondo para incrementar elángulo de inclinación.

La Fig. 17 muestra los arreglos de ensamble defondo comúnmente usados para incrementarel ángulo de inclinación.

Un ensamble de fondo típico para incrementarel ángulo del pozo cuenta con un portabarre-na estabilizador o un estabilizador a 1 ó 1.5 mde la barrena. Este estabilizador permite que laexión o pandeo que sufren los lastrabarrenascolocados arriba de este primer estabilizador,

originado por el peso sobre barrena, se con-vierta en una fuerza lateral de pandeo, la cualtiende a incrementar el ángulo.Como se ilustra en la Fig. 17, las mejores

puesta para incrementar el ángulo del pozose obtiene con los arreglos 5 y 6. Esto ocurreporque la separación entre los dos primerosestabilizadores (27 m) permite la exión de loslastrabarrenas (punto de contacto o tangenciaentre estabilizadores) incrementando la fuerzalateral de pandeo.

En agujeros con inclinación menor a 8°, elarreglo de fondo número 4 proporción a ma-yor fuerza de pandeo o mayor respuesta a in-

crementar el ángulo que los arreglos 5 y 6. Sinembargo, para agujeros con inclinaciones ma-yores de 8° la mayor respuesta para incremen-tar el ángulo se obtiene con los arreglos 5 y 6.Estos tres arreglos de ensamble de fondo (4, 5,y 6) permiten incrementos de ángulo entre 2°y 5° c /30 m.

Los arreglos 2 y 3 permiten incrementos deángulo medianos (1° y 3° c /30 m). Por otro

lado, el arreglo 1 es utilizado para generar mo-derados incrementos de ángulo, de tal maneraque, en ocasiones, éste se puede utilizar paramantener el ángulo del pozo.

En los arreglos de ensambles de fondo utiliza-dos para incrementar el ángulo de inclinación,el aumento del peso sobre la barrena, depen-diendo del diámetro del lastrabarrena, aumentael ritmo de incremento de ángulo A menor diá-metro de lastrabarrena, relativo al diámetro del

agujero, mayor será este ritmo de incremento,debido a que hay más espacio para la exión opandeo del lastrabarrena, efecto que causa elincremento de la fuerza lateral de pandeo.

Adicionalmente, cuando la inclinación del agujero aumenta, estos arreglos tienden a mejorar

SIN PESO SOBREBARRENA

PUNTO DETANGENCIA

FUERZA DEPANDEO > 0

PUNTO DETANGENCIA

MAXIMAFUERZA DEPÈNDULO

MAXIMAFUERZA DEPÈNDULO

NUEVA DIRECCION DELA BNA.

DIRECCIONDE LA BNA.

CON PESO SOBREBARRENA

LT

L T

Fig. 15. Fuerzas laterales en la barrena y com-ponentes del ensamble de fondo.

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




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su respuesta a incrementar el ángulo del pozo,debido a que, por gravedad, los lastrabarre-nas tienden a pegarse a la parte baja de lasparedes del agujero. Por lo tanto, es necesa-

ria menor exión del lastrabarrena para lograrpuntos de contacto y aumentarlas fuerzas la-terales de pandeo.La Fig. 18 muestra los ensambles de fondo

comúnmente usados para reducir el ángulode inclinación. A este tipo de arreglos se lesconoce como arreglos tipo péndulo, debido aque la fuerza lateral, de péndulo, ejercida porla gravedad, es superior a la fuerza de pandeo.

Como se muestra en la Fig. 18, este efecto depéndulo se logra eliminando el estabilizadorcolocado arriba de la barrena e instalando elprimer estabilizador antes del primer punto de

tangencia para evitar con esto los efectos deexión en los lastrabarrenas que generan lasfuerzas laterales de pandeo. Los arreglos 5 y 6proporcionan la mejor respuesta para reducirel ángulo de inclinación del pozo.

En los arreglos de ensambles de fondo utili-

zados para reducir el ángulo de inclinación,cuando la inclinación es alta, el número depuntos de contacto entre la barrena y el pri-mer estabilizador se incrementa causando una

reducción en la fuerza de péndulo y, por lotanto, una menor respuesta a reducir el ángu-lo del pozo.

Luego entonces, la distancia de la barrena alprimer estabilizador debe reducirse, como seindica en los arreglos 1 al 4. Estos arreglos tipopéndulo son raramente usados para perfora-ción direccional. En general, son más utiliza-dos para controlar la desviación del pozo.

Ensambles de Fondo para Mantener el Án-gulo de Inclinación

Estos ensambles de fondo son conocidos como

sartas empacadas. La Fig. 19 muestra las sar-tas empacadas comúnmente empleadas paramantener el ángulo de inclinación. Como sepuede observar, en estos arreglos los estabiliza-dores se colocan de tal manera que las fuerzaslaterales de pandeo y péndulo se neutralicen.

Fig. 16. Ensambles de fondo para incrementarel ángulo de inclinación.

Fig. 17. Ensambles de fondo para reducir elángulo de inclinación.

Respuesta minima

(1) (2) (3) (4) (5)

Respuesta maxima

9 - 1

5 m

9 - m 9

m

9 m

2 3 m 2

7 m 2 7 m

1 7 - 2 3 m

Respuesta minima Respuesta maxima

(1) (2) (3) (4) (5) (6)




realización

210

HrsNivel



1



Este efecto generalmente se logra colocandodos estabilizadores cerca de la barrena. El pri-mero inmediatamente arriba de la barrena y elsegundo a una longitud menor o igual a 6 m.

Como se indica en la Fig. 19, los ensambles defondo empacados, en realidad tienen la fun-ción de incrementar o reducir paulatinamenteel ángulo de inclinación del pozo, evitando uncambio repentino de ángulo. Una caracterís-tica de estos ensambles de fondo es que lavariación de las fuerzas laterales de pandeo ypéndulo con cambios de peso sobre barrenadeben ser nulos.

Los arreglos 1 y 2, en la Fig. 19, tienen la carac-terística de mantener el ángulo de incremen-to. Por otro lado, los arreglos 4 y 5 tienen latendencia a mantener la reducción del ángulodel pozo. El arreglo número 3, para ángulos deinclinación menores a 10°, mantiene el incre-mento de ángulo, mientras que a inclinacionesmayores de 10° mantiene la reducción de án-gulo.

5.3.5. Teorías de los Juegos de Fondos

Conjunto de PénduloLa deexión es originada por gravedad. Es un

conjunto exible soportado por un estabiliza-dor, uno o dos lastrabarrenas arriba de la ba-rrena en lugar de un estabilizador cercano ala barrena, los lastrabarrenas tienden a colgarverticalmente abajo del estabilizador (Fig. 20).En un pozo desviado, la gravedad forza a labarrena contra el lado bajo, tendiendo a dis-minuir el ángulo del pozo. (El efecto de pén-dulo también se utiliza para mantener un cur-so recto en pozos verticales).

Conjunto de fulcro

Es la deexión que existe entre dos puntos deapoyo. Puede ser positivo o negativo. Un esta-bilizador armado o colocado justo arriba de la

barrena, actúa como un fulcro (punto de apo-yo). En pozos direccionales de 13º o más conrespecto a la vertical, los lastrabarrenas arribadel fulcro se comban o pandean hacia el ladobajo, forzando a la barrena hacia el lado alto eincrementando el ángulo del pozo (Fig. 21).

9 m

9 m

9 m

9 m

9 m 9

m

9 m 9

m

1

5 - 4 5 m

4 5 m

4 5 m

(2) (3) (4) (5)

Fig. 18. Ensamble de fondo para mantener elángulo de inclinación.

Fig. 19. Efecto del péndulo.

PUNTO DE

TANGENCIA

PUNTO DE

TANGENCIA

PANDEOPANDEO

FUEZA LATERALFUEZA LATERAL

DE LA BARRENADE LA BARRENA

Unid

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Ensamble empacado o rígido

El incrementar el área de corte transversal deun lastrabarrenas, incrementa su rigidez ochoveces. Para mantener el ángulo del pozo, sedebe de usar una combinación de lastrabarre-nas y estabilizadores grandes y pesados, paraminimizar o eliminar el pandeo, eliminandoentonces los efectos de péndulo y de fulcro.

Este tipo de conjunto de fondo es llamadoconjunto empacado o conjunto rígido (Fig. 22).

5.4 Aplicación de la ley de hooke y tipos deesfuerzos

Sabemos bien que los materiales u objetos su-puestamente son rígidos y totalmente sólidos.Sin embargo, hemos comprobado que los ca-bles y tuberías pueden alargarse o romperse,que los elastómeros se comprimen y algunospernos se rompen, etc. Por lo tanto, es nece-

sario estudiar las propiedades mecánicas dela materia, para tener una comprensión máscompleta de éstos efectos, por lo que a conti-nuación expondremos y analizaremos algunosconceptos básicos de dichas propiedades.

Propiedades mecánicas de la materia

Límite elástico y punto de cedencia

Se dene como cuerpo elástico, a aquel querecobra su tamaño y su forma original despuésde actuar sobre él una fuerza deformante. Esconveniente establecer relaciones de causa yefecto entre la deformación y las fuerzas de-formantes para todos los cuerpos elásticos.Robert Hooke fue el primero en establecer

PANDEOPANDEO

FULCROFULCROPUNTOPUNTO

Fig. 20. Efecto del péndulo.

Fig. 22. El conjunto de fondo empacado es laaplicación del principio básico, según el cualdetermina que tres puntos no pueden hacercontacto y simultáneamente seguir el contor-no de un hueco curvo.

Fig. 21. Efecto del fulcro.

2

2

1

1

2

3

1




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HrsNivel



1



esta relación por medio de la invención deun volante de resorte para reloj. En términosgenerales, Hooke descubrió que cuando unafuerza (F) actúa sobre un resorte produce en

él un alargamiento (s) que es directamenteproporcional a la magnitud de la fuerza, esteconcepto lo representamos con la siguienteg. 24:

La ley de Hooke se representa en forma mate-mática como:

F = k x s

Donde:

F = Fuerza aplicadas = Alargamiento

k = Constante de proporcionalidad (varía deacuerdo con el tipo de material)

En el experimento anterior (Fig. 24), podemos

calcular la constante de proporcionalidad, queen éste caso se le denomina constante del re-sorte:

Lo anterior nos indica que por cada 2 kg defuerza, el resorte sufre un alargamiento de 1cm. La ley de Hooke no se limita al caso delos resortes en espiral; de hecho, se aplica a

la deformación de todos los cuerpos elásticos.

Para que la ley se pueda aplicar de un modomás general, es conveniente denir los térmi-nos esfuerzo y deformación. El esfuerzo se re-ere a la causa de una deformación elástica,mientras que el material no recupere su forma

original, se reere a su efecto, en otras pala-bras, a la deformación en sí misma.

En la g. 25 se muestran tres tipos comunes de

esfuerzos y sus correspondientes deformacio-nes, a saber:

Tipos comunes de esfuerzo

•Esfuerzo de tensión: Se presenta cuando lasfuerzas iguales y opuestas se apartan entre sí.•Esfuerzo de compresión: Las fuerzas soniguales y opuestas y se acercan entre sí.•Esfuerzo cortante: Ocurre cuando las fuerzasiguales y opuestas no tienen la misma línea de

acción.

La ecacia de cualquier fuerza que produce unesfuerzo depende en gran medida del área so-bre la que se distribuye la fuerza. Por tal razónse proporciona una denición más completade esfuerzo y de formación:

•Esfuerzo. Es la razón de una fuerza aplicadaentre el área sobre la que actúa (kg/cm², lb/

pg², Nw/m², etc.) (Es la causa de una deforma-ción elástica).

Deformación. Es el cambio relativo en las di-mensiones o en la forma de un cuerpo, la de-formación en si, como resultado de la aplica-ción de un esfuerzo (g. 25).

Fig. 23. Explicación de la ley de Hooke.

Fig. 24. Tipos de esfuerzos.

F

F

W

oarga

F

F

W

F

F

TensiònCompresiòn

F

F

F

F

Cortante

k = =F 2kg

S 1cm=2kg/cm

Unid

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Propiedades Mecánicas

Pruebas de durezaLas propiedades mecánicas de los materiales

se determinan por medio de pruebas en el la-boratorio, el material estructural, como en elcaso del acero, se somete a una serie de exá-menes en los que se obtiene su resistencia. Laprueba de dureza puede medirse por variaspruebas como Brinell, Rockwell o microdureza.

Una forma práctica para probar la dureza delmaterial puede ser con una lima de dureza es-tandarizada, suponiendo que un material queno puede ser cortado por la lima es tan duro

como la lima o más que ella, en donde se utili-zan limas que abarcan gran variedad de durezas.

5.5 Diseño de una sarta de perforación

Es el proceso para la selección de las herra-

mientas tubulares (TP HW, DC, etc.) empleadasen las actividades de perforación que permitanel mejor desempeño de las barrenas y la menorfatiga de los elementos tubulares empleados.Tomando como criterio las características de laoperación a realizar en el proceso de la perfo-ración, terminación y reparación de pozos.

El diseño de una sarta de perforación” se pue-de dividir en las siguientes partes:

√ Diseño de tuberías. √ Diseño de aparejo de fondo. √ Selección de la barrena para perforar

5.5.1 Aplicaciones de elongación

Una vez estudiadas las propiedades de losmateriales, expuestas en los temas anteriores,es de comprenderse que cuando se aplica

una tensión a la tubería, esta la deforma,aumentando su longitud, por lo que sedeberá tener cuidado de no rebasar los límiteselásticos, para que las deformaciones en latubería no sean permanentes. La elongaciónque sufre la tubería, se puede calcular con lasiguiente fórmula:

Ejemplo 1:

¿Cuál es la elongación que sufre una tubería sise tiene una sarta de perforación de 5” 19.5lb/pie. Diámetro interior 4.276 pulgadas conuna longitud de 3000 m, al aplicarle una fuerzade 20,000 kg. Sobre su peso?

Tabla 6. Valores estimados de la dureza dealgunas tuberías.

GradoResistencia ala cedencia(lb/pg2)

Dureza

Brinell Rockwell-C

Tubería de perforación

E 75,000 220-260 19-27

X-95 95,000 240-290 22-30

G(X-105) 105,000 250-310 24-32

Tubería de producción

N-80 80,000 20-31

P-110 110,000 24-34

Tubería de revestimiento

N-80 80,000 18-31

P-110 110,000 24-34

V-150 150,000 36-43

AtELF

x

x=

(Dentro de los límites elásticos)

Donde:ΔL = Incremento de longitud o elongación, en m.F = Fuerza o tensión en kg.L = Longitud original de la tubería, en m.At = Área transversal del tubo, en cm2.E = Modulo de Young (2.11 x 106 kg/cm²para elacero).

Unid

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√ Profundidad programada 6,500 m √ Diámetro de la barrena 8 3/8” √ Densidad del F.P 1.70 gr/cm³ √ Lastrabarrenas (Drill collars) 6 1/2”, 92 lb/pie

√ 110 m TP HW 5”, 50 lb/pie √ Margen para jalar: 70 ton. √ Pozo direccional: 20 grados √ Peso máximo sobre barrena: 8 ton. √ Factor de seguridad 15% (Se expresa 1.15) √ Utilizar: TP 5”, 19.5 lb/pie (clase Premium)

Factor de seguridad

Si 20% expresado como 1.20Si 15% expresado como 1.15Si 10% expresado como 1.10

Nota. las resistencias de las tuberías a la ten-

sión en las tablas del manual, se encuentrancalculadas con el 10% de seguridad en cadaclase de T.P., nueva y 30% se seguridad en cla-se Premium. Su uso es directo.

Cálculos:

1. Factor de Flotación

2. Longitud de lastrabarrenas ó drill collarspara perforar

3. Peso de los lastrabarrenas ó drill collars

Fig. 27. Estado mecánico.

Fig. 28. Estado mecánico.

13-3/8”

9-5/8”

8-3/8”

Wdcf = Peso de drill collas, en kg (Flotado) L5 = Longitud TP ºS-135, en m.

Whwf = Peso de TP HW, en kg (Flotado) Rt1 =

Resistencia a la tensión ºE -75,en kg

Wdc =

Peso de los drill collas, en kg/m (En elaire)

Rt2 =

Resistencia. a la tensión ºX -95,en kg.

Whw =

Peso de la TP Hw, en kg/m (En elaire)

Rt3 =

Resistencia a la tensión ºG -105,en kg.

WLf = Peso del liner (Flotado) Rt4 =

Resistencia a la tensión ºS -135,en kg.

WL = Peso del liner, en kg/m (En el aire)

Rt5 =

Resistencia. a la tensión ºS-135,

en kg.

Mpj = Margen para jalar, en kg. Wtp1 =

Peso ajustado TP ºE -75, kg/m (Enel aire)

Ff = Factor de flotación (sin unidades) Wtp2 =

Peso ajustado TP ºX -95, kg/m (Enel aire).

L1 = Longitud TP ºE-75, en m. Wtp3 =

Peso ajustado TP ºG -105, kg/m(En el aire)

L2 = Longitud TP ºX-95 , en m. Wtp4 =

Peso ajustado TP ºS -135, kg/m(En el aire)

L3 = Longitud TP ºG-105, en m. Wtp5 =Peso ajustado TP ºS -135, kg/m

(En el aire)

L4 = Longitud TP ºS-135, en m.

Ff =1DL

D=1

1.70

7.85=1 0.2165= 0.783

Ldc=PSBxFs

Wdc x Ff x Cos

LDC=8,000x1.15

137.08x0.783x0.939=

9,200

100.786=9 1m

Wdcf =W dc(Kg/m)xL(m)xFf Wdcf =1 37.08x91x0.783 =9 ,767 Kg




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1



4. Peso de la TPHW

5. Longitud de la tp1: 5”,19.5 lbs/pie, ºE-75,Premium.

6. Longitud tp2 5”, 19.5lbs/pie, ºX-95, Pre-mium.

7. Longitudtp3: 5”, 19.5lbs/pie, ºG-105, Pre-mium.

8. Longitudtp4: 5”, 19.5lbs/pie, ºS-135, Pre-mium.

9. Longitud tp5: 5”, 25.6 lbs/pie, ºS-135, Pre-mium.

Nota: Por ajuste se utilizaron: 648m,tp 5”,25.6lbs/pie, ºS-135, Premium. Wtp5=648m X 33.03Kg/m = 21,403 Kg.

Ejemplo 2. Diseño con T.P. combinada

Tabla 9. Diseño de sarta de perforación.

Fig. 29. Diseño con T.P. combinada.

2,800 m

2,700 m

3,078 m

BL 7"

7"

6,000 m

9-5/8”

5-7/8”

DescripciónDiámetroExterior

(pg)Grado

Peso(lb/ft)

ClaseLongitud

(m)

Peso porsección Flot.

(kg)

MOP

(Ton)

Dc 6 ½ 92 91 9,767

HW 5 50 110 6,416

TP1

5 E- 75 19.5 Premium 1,694 41,264 70

TP2

5 X- 95 19.5 Premium 1,359 33,985 70

TP3

5 G- 105 19.5 Premium 664 16,993 70

TP4

5 S-135 19.5 Premium 1,934 50,979 70

TP5

5 S- 135 25.6 Premium 648 21,403 124

Totales 6,500 180,807

Whwf =W hw(Kg/m)xL(m)xFf

Whwf =7 4.50x110x0.783 =6 ,416 Kg

W htas= Wdcf + Whwf = 9,767Kgs + 6,416Kgs = 16,183Kgs

= ( + )

=

127,447 (16,183 +7 0,000)

31.12 0.783

L =127,447 86,183

24.36=

41,264

24.36=1 ,694m

L =Rt Rt

W x Ff =

161,432 127,447

31.94x0.783=

33,895

25.00=1 ,359m

L =

Rt Rt

W xFf =

178,425 161,432

32.66x0.783 =

16,993

25.57 = 664m

L =Rt Rt

W xFf =

229,404 178,425

33.67X0.783=

50,7979

26.36=1 ,934m

L =Rt Rt

W xFf =

305,364 229,404

42.19X0.783=

75,960

33.03=2 ,300m

Unid

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Datos:

• Ultima TR cementada: 7”a 5,000 m• Profundidad programada:6,000 m

• Diámetro de la barrena: 5 7/8”• Densidad del lodo: 1.30 gr/cm³• Drill collars ó Lastrabarrenas: 4 3/4” 47 lb/

pie• 110 m TP HW 3 1/2”, 26 lb/pie• Margen para jalar 70 ton• Pozo direccional: 28 grados• Peso máximo sobre barrena 5 ton• Factor de seguridad: 15%• Utilizar TP 3 1/2”, 15.5 lb/pie y 5”19.5 lb/

pie (Premium)

• Dejar 100 m de T.P. 3 1/2” arriba de la B.L.

Cálculos:

1. Factor de otación

2. Longitud de dril collars ó lastrabarrenas paraperforar

Con esta información calculamos la longitud de

T.P. 3 1/2”, necesaria: 2,800.0-100=2,700.0m;6000.0-(112+110+2700)=3,078.0m

3. Peso de los drill collars

4. Peso de la TP HW

5. Longitud de la TP1 3 1/2”, 15.5 lb/pie,ºE-75, Premium.

6. Longitud TP23 1/2”, 15.5 lb/pie, ºX-95, Pre-mium.

7. Longitud TP3: 3 1/2”, 15.5 lbs/pie, ºG-105,Premium.

Ajuste: L1+L2=1,592.0+1,319.0=2,911.0 m,

3078.0-2,911.0=167.0mPor ajustes se utilizarán 167 m de la TP3-

3 1/2” de ºG-105 en lugar de 651.0mWtp3=167m x 20.97 kg/m = 3,502 kg.

8. Longitud TP4: 5”, 19.5 lb/pie, ºX-95, Pre-mium.

Ff =1DL

D=1

1.30

7.85=1 0.1656= 0.834

Ldc=PSBxFs

Wdc x Ff x Cos

LDC=5,000x1.15

70.03x0.834x0.882=

5,750

51.51= 112m

Wdcf =W dc(Kg/m)xL(m)xFf Wdcf =7 0.03x112x0.834 =6 ,541 Kg

Whwf =W hw(Kg/m)xL(m)xFf Whwf =3 8.74x110x0.834 =3 ,554 Kg

= ( + )

=

102,526 (10,095 +7 6,000)

24.42 0.834

L =102,526 70,095

20.36=

32,431

20.36=1 ,592m

L =Rt (Wtp +W thas+ Mpj)

W x Ff =

129,867 (32,431+ 10,095+6 0,000

24.86x0.834

L =129,867 102,526

20.73=

27,341

20.73=1 ,319 m

L =Rt ( + + )

W xFf

L =143,537 (27,341 +3 2,431+ 10,095 +6 0,000)

25.15x0.834

L =143,537 129,867

25.15=

13,670

20.97=6 51 m




realización

210

HrsNivel



1



8. Longitud TP4: 5”, 19.5 lb/pie, ºX-95, Pre-mium.

9. Longitud TP5: 5”, 19.5 lb/pie, ºG-105, Pre-mium.

10. Longitud de la TP6: 5”, 19.5 lb/pie, ºS-135,Premium.

Ajuste: L4+L5= 1054.0+6240.0=1678.0m, 2,700.0-

1678.0=1,022.0mPor ajustes se utilizarán 1022.0m de la TP6 de 5”, ºS-135Tensión máxima = Psf + W kelly + Mpj = 146 ton + 10ton + 60 ton = 216 ton.

5.6 Cuidado y manejo de la sarta de perfo-ración

5.6.1 Fallas y esfuerzos en el cuerpo de la

tubería de perforación

La causa más común de fallas en la tubería deperforación es la fatiga, y esta sucede a menu-do en mellas superciales como son los cortesproducidos por las cuñas, los desgarres oca-sionados en el metal al girar la tubería entrelas cuñas o las picaduras de corrosión en eldiámetro interior de la tubería (D.I.).

La fuga por erosión y la ruptura por torsión,

son dos resultados de fallas de tubería. Unafuga por erosión es un lugar de la tubería don-de se ha producido una pequeña abertura,generalmente como resultado de una grietacausada por fatiga, que penetra la pared de latubería y a través del cual el uido de perfora-ción ha sido obligado a pasar. La abrasión deluido corroe el metal, ensancha y redondeael perímetro de la grieta. Algunas veces apa-rece en una tubería una partidura por fatiga

y equivocadamente se le denomina fuga porerosión. La ruptura por torsión es producidageneralmente por una grieta causada por fa-tiga, que se extiende alrededor de la tuberíaocasionando que la tubería se rompa. Las ro-turas cuadradas o espirales, muchas veces sondenominadas rupturas por torsión, equivoca-damente. Una ruptura por torsión proviene dela fuerza rotaria que tuerce la tubería hastaromperla. Las tuberías de perforación actual-mente tienen una resistencia a la torsión, muy

alta y solamente se envuelven o se tuercen,en lugar de romperse si la barrena se atascamientras continúa la rotación.

Tabla 10. Diseño de sarta de perforación combi-nada.

DescripciónDiámetro

exterior (pg)Grado

Peso(LB/PIE)

ClaseLongitud

(m)

Peso porsección

fot. (kg)

MPJ(ton)

Dc 4 - 3/4 47 112 6,541

Hw 3 - 1/2 26 110 3,554

TP1

3 - 1/2 E-75 15.5 PREMIUM 1,592 32,431 60

TP2

3 - 1/2 X-95 15.5 PREMIUM 1,319 27,341 60

TP3 3 - 1/2 G-105 15.5 PREMIUM 167 3,052 70

TP4

5 X-95 19.5 PREMIUM 1054 28,063 60

TP5

5 G-105 19.5 PREMIUM 624 16,993 60

TP6

5 S-135 25.6 PREMIUM 1022 28,698 82

TOTALES 6,000 146,672

L =Rt (Wtp +W tp +W tp +W thas +M pj)

W xFf

L =161,432 (3,502+ 27,341 +3 2,431+ 10,095 +6 0,000)

31.94X0.834

L =161,432 133,369

26.63=

28,063

26.63=1 ,054.0 m

L =Rt (Wtp +W t p +W t p +W t p +W htas + M pj)

W xFf

L =178,425 (28,063+3 ,502+2 7,341+ 32,431+1 0,095+ 60,000)

32.66X0.834

L =178,425 161,432

27.23=

16,993

27.23=6 24.0 m

L =Rt (Wtp +Wtp +Wtp +Wtp +Wtp +W htas+M pj)

W xFf

L =229,404 (16,993 +2 8,063+ 3,052+ 27,341 +3 2,431+ 10,095 +6 0,000)

33.67X0.834

L =229,080 177,975

28.08 =

51,105

28.08 =1 ,820.0 m

Unid

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estas mellas son longitudinales, pero incluso lamás pequeña desviación de la vertical puedecausar una concentración de esfuerzo.

La unión de tubería debe mantenerse tan cercade las cuñas rotarias como sea posible, duran-te él enrosque y él desenrosque. Si una uniónde tubería es colocada más arriba de la alturamáxima sobre las cuñas rotatorias, la tuberíano tendrá la resistencia suciente para evitar elpandeo. La altura máxima depende de la tor-sión de enrosque, la longitud del brazo de lallave de fuerza y la resistencia a punto cedentede la tubería. La altura máxima se puede cal-cular tomando en cuenta todos estos factores.

Ambas llaves de fuerzas deben emplearsecuando se enrosca o desenrosca la tubería deperforación. Si solo empleara una de las lla-ves de fuerza, la tubería podría girar entre lascuñas marcándose profundamente. Esta marcasuele ser circunferencial, pero puede transfor-marse en espiral si la tubería se cae mientrasgira entre las cuñas.

La conexión resultante de difícil desenrosquepuede signicar ralladuras profundas causa-das por las llaves de fuerza, las cuales en unambiente de arena áspera pueden ocasionarun excesivo desgaste de la tubería de revesti-miento y del diámetro exterior de las unionesde tubería, una tubería doblada, cortes de cu-ñas, y otros problemas.

Cuñas

Las cuñas poseen dientes nos (dados) queordinariamente no dejan marcas dañinas enla tubería de perforación. Sin embargo, si seles maltrata, se gastan o se manejan descui-dadamente, pueden rayar la tubería, general-mente en dirección transversal. Las cuñas conelementos de agarre desgastados, dispares o

incorrectamente instalados, pueden permitirque uno o dos dientes sujeten el total de lacarga, produciendo una mella profunda y unafalla potencial.

La práctica de girar la sarta de perforación conlas cuñas puestas, puede causar una peligrosamella transversal sí la tubería gira en las cuñas.Para las perforaciones profundas se requie-ren cargas pesadas, por el uso de componen-tes dañados o desgastados, especialmente lamesa rotatoria, el buje maestro, las cuñas o eltazón de las mismas en las sartas de perfora-ción. El daño es especialmente probable cuan-do se emplea una combinación de componen-

tes nuevos y viejos, por ejemplo: insertos decuñas realados en combinación con insertosde cuñas nuevos o desgastados (Fig. 30).

Si cualquiera de los insertos de las cuñas seencuentran desgastado, deberá reemplazarseel juego completo por insertos nuevos. Los in-sertos deben estar en igual condición de des-gaste. El frenar el movimiento de descenso dela tubería de perforación con las cuñas, puede

causar el estiramiento (reducción del diáme-tro) de la tubería en el lugar de las cuñas, ycargas excesivas en la mesa rotaria. Si la tube-ría se resbala entre las cuñas, hasta que una delas uniones haga contacto con las mismas, ladetención súbita hará rebotar la sarta, hacien-do saltar las cuñas fuera de buje maestro, y latubería podrá caer dentro del pozo.

El conservar las cuñas en la tubería a medidaque esta se extrae del pozo, también es peli-

groso, ya que se pueden producir mellas lon-gitudinales serias.

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van acumuladas excesivas horas de rotación.Por estadísticas de campo se determinó que,en zonas de alta dureza en la formación, sedeberá cambiar el aparejo de fondo cada 250

horas de rotación para enviarse a su inspec-ción. También se determinó que para zonassemiduras (costa del golfo) cambiar el aparejode fondo cada 350 horas de rotación.

B) Lavado de juntas por presión

Uno de los problemas más frecuentes es elapriete o torque inadecuado. Utilice el torquerecomendado en las tablas A.P.I.

Selección de aprietes:

La selección de aprietes para que sea efectivoen un determinado tipo de conexión, deberátener como base los siguientes puntos:

• Estándar API• Modicada

Por lo tanto, partiendo del punto del número

uno, se procederá a determinar:a) Tamaño de la rosca o juntab) Tipo de rosca o junta

Con los datos anteriores se recurre a las tablasde datos técnicos elaboradas con las especi-caciones de las juntas y roscas, determinandoel torque recomendado por el fabricante. Lamisma forma de seguir para el punto númerodos, pero se limitará a las especicaciones es-

tipuladas por el fabricante.

C) Caja Abocinada por exceso de torsión

Una de las causas principales y muy comuneses, cuando se está repasando por cambio deestabilizadores. No es lo mismo perforar que

repasar, al repasar se deberá de emplear elmínimo peso y mínima torsión, ya que es fre-cuente que la sarta se acuñe al utilizar pesosexcesivos, ocasionándose una fuerte torsión

en la que el piñón se continuará reapretándo-se hasta partir la caja del tubo, abocinándoseesta.

D) Piñón fracturado

Uno de los problemas más frecuentes es elapriete o torque inadecuado. Utilice los torquesrecomendadas en las tablas A.P.I. Esto sucedeen la mesa rotaria cuando se están metiendotubulares al pozo, debido a que el torquimetro

o dinamómetro se encuentran descalibrados,proporcionando una lectura errónea del aprie-te a la junta (torque) fracturándose el piñóndañándose el tubo.

E) Mala colocación de llaves de fuerza con-vencional o hidráulica

Las llaves deben de estar colocadas en el áreadel cople, es una mala práctica colocarlas en el

upset ó en el cuerpo del tubo, ya que la ma-yoría de las veces ocasiona que se colapse elmismo no permitiendo el libre paso de herra-mientas geofísicas.

5.6.3 Tipos y especicaciones de las cone-xiones

Las conexiones utilizadas en las tuberías ylastrabarrenas de perforación, son partes fa-bricadas a muy alta precisión, calibradas con

equipos especiales que permiten mantener lasespecicaciones recomendadas, evitando conesto que se degeneren.

Las conexiones tienen por objetivo evitar lo si-guiente:

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Tabla 14. Recomendaciones de dimensiones máximas Y mínimas de las conexiones Api.

Joints Nom Nom A B C

Size Type OD (ln.) ID (ln.) Max Max Min Max

2-3/8 API Reg 3-1/8 1 1-1/8 1-5/8 2-15/16 3-1/4

API IF 3-3/8 1-3/4 1-3/4 2 3-3/16 3-5/8

2-7/8

API Reg 3-3/4 1-1/4 1-3/8 1-7/8 3-1/2 4

FH 4-1/42-1/8 2-1/8

2-3/8 4-1/16 4-5/8

API IF 4-1/8 2-1/2 3-7/8 4-3/8

HughesExtra Hole

4-1/4 1-7/8 2-1/8 4 4-5/8

3-1/2

API Reg 4-1/4 1-1/2 1-3/4 2-1/4 4 4-5/8

API FH 4-5/8 2-1/8 2-7/16 2-3/4 4-1/2 5 API IF 5 2-11/16 2-11/16 3

HughesExtra Hole

4-3/4 2-7/16 2-7/16 2-3/4 4-1/2 5

4 API FH 5-1/4 2-13/16 2-13/16 3-1/4 5 5-3/8

API IF 6 3-1/4 3-5/16 3-1/2 5-1/2 6

4-1/2

API Reg5-3/4

2-1/4 2-5/8 3-1/4 5-3/86

API FH 3 3-5/32 3-1/2 5-1/2

API IF 6-5/8 3-3/4 3-3/4 4-1/8 5-7/8 6-3/4

HughesExtra Hole

6-1/4 3-1/4 3-1/4 3-3/8 5-5/8 6-1/4

5-1/2

API Reg 6-3/4 2-3/4 3-1/4 3-7/8 6-3/8 7

API FH 7 4 4 4-1/2 6-1/2 7-1/4 API IF 7-3/8 4-13/16 4-13/16 5-1/4 7-1/8 7-7/8

6-5/8

API Reg 7-3/4 3-1/2 4 4-3/4 7-1/8 7-7/8

API FH 8 5 5 5-1/2 7-1/2 8-1/4

API IF 8-1/2 5-29/32 5-29/32 6-1/4 8-3/8 9

7-5/8 API Reg 8-7/8 4 4-1/4 5-1/4 8-1/8 9

8-5/8 API Reg 10 4-3/4 5-1/4 6-1/4 9 10-1/8




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1



Size Connection

Type

Box OD

(ln.)

Pin ID

(ln.)

Tensile Yield

Strength

(Lbs)

Torsion Yield

Strength

(Pie-Lbs)

RecommendedMake-up

Torque (Pie-

Lbs)

2-3/8 API Reg 3-1/8 1 375,500 7,500 3,700

API IF 3-3/8 1-3/4 313,680 6,800 3,400

2-7/8

API Reg 3-3/4 1-1/4 493,600 13,000 6,500

API IF 4-1/8 2-1/8 447,130 11,800 5,900

Hughes SH 3-3/8 1-3/4 313,680 6,800 3,400

Hughes X-Hole4-1/4

1-7/8 505,080 13,400 6,700

3-1/2

API Reg 1-1/2 727,400 15,100 7,500

API FH 4-5/8 2-1/8 779,900 16,300 8,100

API IF 4-3/4 2-11/16 587,310 18,100 9,100

Hughes DSL 3-7/8 1-13/16 561,120 14,000 7,000

Hughes SH 4-1/8 2-1/8 447,130 11,800 6,000

Hughes X-Hole 4-3/4 2-7/16 570,940 17,100 8,550

Hughes H-905

2-3/4 663,13023,500

11,8005-1/4

23,800

4

API FH 2-13/16 757,500 23,500

API IF 6 3-1/4 901,170 33,600 16,900

Hughes SH 4-5/8 2-9/16 512,040 15,000 7,500

Hughes H-90

5-1/2

2-13/16 913,470 35,400 17,700

4-1/2

API Reg 2-1/4 1,262,000 30,000 15,000

API FH 5-3/4 3 1,017,000 35,400 17,700

API IF 6-3/8 3-3/4 944,000 37,800 18,900

Hughes X-Hole 6-1/43-1/4

901,150 34,000 17,000

Hughes H-90 6938,150 38,900 19,500

3 1,085,410 45,200 22,600

5 Hughes X-Hole 6-3/8 3-3/4 939,100 37,700 18,900

5-1/2

API Reg 6-3/4 2-3/4 1,779,000 61,000 30,000

API FH 7 4 1,265,760 56,300 28,000

API IF 7-3/8 4-13/16 1,265,500 77,600 38,800

6-5/8 API Reg 7-3/4 3-1/2 1,867,000 86,000 43,000

API FH 8 5 1,448,800 74,200 37,100

5.6.4 Recomendaciones para el cuidado y

Tabla 15. Diámetros y resistencia de las conexiones API.

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66



manejo de la tubería de perforación

Para aumentar la vida útil de la sarta de perfo-ración se recomienda lo siguiente:

•Llevar el control del tiempo de rotación ylas revisiones hechas por inspección tubu-lar de las tuberías de perforación y lastra-barrenas, con la nalidad de tener conoci-mientos de las condiciones de la sarta deperforación.

•El daño que frecuentemente ocurre en lasroscas de los tubos de perforación se debea juntas con fugas, maltrato, desgaste de

las roscas y cajas hinchadas por efecto deldesgaste del diámetro exterior. Por lo quees necesario inspeccionar la tubería encuanto se tengan señales de conexionesojas y otros defectos.

•Consultar las tablas para el apriete de latubería, para aplicar la debida torsión deenrosque (Fig. 31). Al realizar el apriete, eltirón de la llave debe ser parejo y no a sa-

cudidas.La falta de apriete quiere decir que hay muypoca compresión en el hombro de la junta. Algirar la tubería, el hombro se abre en la partedonde se sufre la tensión permitiendo que en-tre el uido de perforación, observándose aldesconectar que el piñón está seco y un áreaalrededor del sello tiene un color gris opaco(Fig. 32).

Los instrumentos de medida de apriete, se de-

ben revisar y calibrar periódicamente.

• Para vericar que un piñón sufrió un esti-ramiento o que las roscas tienen desgaste,aplicar un calibrador de perl (Fig. 32). Eldespeje entre los los y el medidor (cali-brador) de roscas indica que esta espigaha sufrido estiramiento.

• Cuando se tenga tubería de poco espesorevitar un rompimiento de tubería al te-ner un esfuerzo coaxial resultado de unacombinación de tensión y torsión.

• Vericar las condiciones de la tubería deperforación nueva y usada de acuerdo a la

T E N S I O N

C O M P R E S I O N

C O M P R E S I O N

T E N S I O N

Fig. 31. Torsión de enrosque.

Fig. 32. Calibrador de perl.




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1







5.7.2 Ángulo crítico de agujero

A medida que se incrementa el ángulo delagujero, es menos probable que el juego de

fondo se deslice hacia abajo debido a su propiopeso, en el punto que debe ser empujadopara poder conseguir más avance. Este ángulose inicia aproximadamente de 45 grados ydependiendo del coeciente de fricción comotal.

5.7.3. Torsión

Las juntas son más débiles que los tuboscuando están bajo torsión y la capacidad

de torsión de una junta es tomada como sutorsión de conexión. Si se prevee la torsiónen la supercie y si ésta excede la torsión dela conexión, entonces la sarta estará limitadaen su capacidad de torsión y las siguientesmedidas deberán ser consideradas:

• El diámetro y el peso de los componentesde la sarta de perforación en las seccionesde ángulo alto, deberán ser minimizados

dentro de un juicio balanceado de opera-ciones.• Utilizar tubería con conexiones o juntas de

mayor capacidad de torsión. Ejemplo: jun-tas de D.E. alto y D.I. menor.

• Aplicar en el uido de perforación, reduc-tores de fricción.

• Considerar las juntas nuevas y Premium,que son diseñadas para ser aproximada-mente el 80% tan fuertes en torsión, comolos tubos a los cuales están soldadas.

Las capacidades de torsión de una junta estándeterminadas por el tipo de junta API, el D.E.de la caja y el D.I. del piñón, siendo recomen-dable consultar las tablas para conocer las ca-pacidades y evitar problemas (Tabla 14).

5.7.4. Pandeo de la tubería

Debido al ángulo alto, como se expresó en laintroducción, al aplicar peso sobre barrena,

nuestra sarta trabaja en compresión mecánica,en donde se puede tener pandeamientode la tubería. Cuando se desliza pero nose rota, cualquier pandeo que ocurra, nodebería producir daños por fatiga. Pero sila rotación es aplicada, la fatiga a travésdel pandeo, se convierte en un problema.Así mismo, tendríamos el encorvamientode los lastrabarrenas y su esfuerzo cíclicoacompañante. Por lo anterior, la magnitud de lacompresión mecánica, debe mantenerse bajo

para no exceder la carga crítica de pandeo yentonces la tubería sufrirá menos daño.

En un pozo desviado, la carga crítica de pan-deo será más alta que para una sección ver-tical, debido al soporte provisto, por el pozoinclinado como tal. El factor limitante será lacarga de pandeo en las secciones verticales.El problema es determinar en donde y ¿A cuálpeso en barrena, comenzara el pandeo? Si el

peso en la barrena requerido para que ocurrael pandeamiento puede calcularse ó estimarse,entonces aplicamos un peso menor y el riesgode pandeo puede ser eliminado ó disminuido.Se puede decir que los puntos de inicio delpandeo son:

1. La junta más baja en una sección tangen-cial.

2. En la sección recta del agujero, inmediata-mente en ó encima del punto de desvia-

ción.3. Sobre toda la longitud de la sección tan-

gencial (iniciada justo debajo de la seccióntangencial).

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Información técnica de la tubería pesada Heavy Weight espiral

Datos del cuerpo del tubo Datos de la junta

DiámetroI.D. UP SET

lb lb Tipo Diámetro I.D. /lb Peso Peso

Nominal Tensión Torsión Conexión Junta Junta Apriete lb/ kg/m

3-1/2 2 -1/16 3-5/8 345,400 19575 3-1/2 IF 4-3/4 2 -3/16 9900 25.3 37.69

4 2 -9/16 4-1/8 407,550 27635 4 FH 5-1/4 2-11/16 13250 29.7 44.25

4-1/2 2-3/4 4-5/8 548,075 40715 4 IF 6-1/4 2-7/8 21800 42 62.58

5 3 5-1/8 691,185 56495 5 XH 6-1/2 3-1/8 29400 49.3 73.45

Información técnica de la tubería pesada Heavy Weight lisa

Datos del cuerpo del tubo Datos de la junta

DiámetroI.D. UP SET

lb lb Tipo Diámetro I.D. /lb Peso Peso

Nominal Tensión Torsión Conexión Junta Junta Apriete lb/ kg/m

3-1/2 2-1/4 3-5/8 310,500 18460 3-1/2 IF 4-3/4 2-5/16 11000 26.7 39.78

4 2-9/16 4-1/8 407,550 28798 4 FH 5-1/4 2-11/16 13500 32.7 48.72

4-1/2 2-3/4 4-5/8 548,060 10720 4 IF 6-1/4 2-7/8 22500 42.6 63.47

5 3 5-1/8 691,150 56500 5 XH 6-1/2 3-1/8 29000 53.6 79.54

5-1/2 4 5-5/8 1,231,100.00 124450 5-1/2 FH 7-1/4 4 31100 50.7 75.54

6-5/8 5 6-3/4 1,630,000.00 103000 6-5/8 FH 8 5 34000 57 84.93

Tabla 20. Información técnica de la tubería pesada Heavy Weight lisa.

Tabla 19. Información técnica de la tubería pesada Heavy Weight espiral.




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1



Dimensiones y especifcaciones de los lastrabarrenas

(DRILL COLLARS)Diámetro

exterior

(pg.)

Diámetro

interior

(pg.)

Peso

(lb/pie)

Peso

kg/m

ConexiónTorque

(lb/pie)

Diámetro de

barrena

3 1/8” 1” 23 34.27 23/

8” A.P.I. REG. 3000 5 5/

8”

3 ¾” 1-1/2” 32 48 27/8” A.P.I. REG. 4900 5 5/

8”

4 1/8” 2” 35 52 NC-31 6,800 5 5/

8”

4 ¾” 2” 50 74.5 NC-35 10,800 5 7/8”- 6”

4 ¾” 2 ¼” 47 70.03 NC-35 9,200 5 7/8”

5” 2 ¼” 53 78.97 NC-38 12,800 5 7/8” – 6 ½”

6 ½” 2 3/4” 83 123.67 NC-46 22,200 8 3/

8” – 8 1/

3”

6 ½” 2 13/16

” 92 137.08 NC-46 22,900 8 3/8” – 8 ½”

7 3 /4” 2 13/

16” 119 177.31 5 ½” API REG. 36,000 9 ½”

8” 2 13/16

” 150 223.5 6 5/8” API REG. 53,000 12” – 12 ¼”

9 ½” 3” 217 323.33 7 5/8” API REG. 88,000 14 ¾” – 17 ½”

9 ½” 3 ¼” 213 317.37 7 5/8” API REG. 83,000 17 ½” – 26”

11” 3 ¼” 295 439.55 8 5/8” API REG. 129,000 22” – 26”

11” 3” 299 445.51 8 5/8” API REG. 129,000 22” – 26”

Tabla 22. Dimensiones y especicaciones de los lastrabarrenas (Drill collars).

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6.1. Eslabones (GAFAS)

Los eslabones, gafas o LINKS están construidosde acero fundido de alta resistencia y su

función principal es unir el gancho de la poleaviajera con el elevador de tubería

En la industria petrolera, los tipos máscomúnmente empleados son:

a. Modelo sin soldadurab. Modelo de uso rudoc. Modelo perfección

Selección

La selección de los eslabones se efectuará. Enfunción de las cargas a que será sometidos.

Estos son los puntos de enlace entre las asasdel gancho y el elevador de la tubería.

Los eslabones tienen que revisarseperiódicamente en sus puntos de desgaste. Estaacción se limita a inspeccionar regularmentelos cuerpos a n de localizar posibles puntosde corrosión o desgaste.

No use soldadura ni calentamiento al localizaruna falla en ellos, ya que están tratadostérmicamente y perderían sus propiedadesfísicas.

Los puntos críticos de los eslabones selocalizan en los ojos superior o inferior delárea transversal. El fabricante recomienda unesfuerzo máximo del 75% de su capacidadtotal.

La letra “A”, situada en el ojo inferior deleslabón, representa el tamaño de éste. Con laletra “G” conoceremos la tensión máxima.

Elevadores para tubería

En los trabajos de perforación y terminaciónde pozos se emplea equipo para carga detubulares, como son los elevadores, que sonutilizados para sostener y soportar la sartade trabajo mientras ésta es levantada por elsistema de izaje.

Además se emplean los elevadores/araña,

que son dispositivos utilizados para sujetary sostener sartas pesadas de tubería derevestimiento mientras son introducidas en elpozo.

A B C

Fig. 1. Eslabones (gafas).

Figura 2. Eslabones o gafas.

F

+

G

E

D

D

H

EF

C

A+

G

H

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Capítulo 6 - Herramientas y Equipo en el Piso de Trabajo

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ELEVADORES PARA TUBERÍA DEREVESTIMIENTO

Elevador para tuberías de revestimiento concople.

Estos elevadores se utilizan para introducirtuberías de revestimiento con cople. Lastuberías de revestimiento más usuales son lassiguientes:

• BUTTRESS• M-VAM• VAM-TOP

Fig. 5. Elevador para Tubería de Perforación.

Fig. 6. Elevador de araña para introducciónde la TR

Fig. 7. Elevador tipo araña para TR (mecanismode cuñas interiores).

Araña viajera con guía de campana.

Araña viajera.

Araña base.

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Elevadores tipo (araña)

Los elevadores tipo araña comúnmente seusan para introducir o recuperar tuberías derevestimiento, con coples rectos o juntasintegrales. Están diseñados para manejarcargas pesadas, protegiendo las cuerdas delos coples, ya que nos permiten accionar elmecanismo de cuñas que estos tienen en suinterior.

Dependiendo del peso de la TR, se puede

seleccionar la capacidad del elevador a utilizar.Todos estos elevadores/arañas pueden usarsecon eslabones API estándar.

Debido a su construcción embisagrada loselevadores/arañas se instalan o retiran de lasarta revestidora fácil y rápidamente, sin lamolesta tarea de retirar componentes.

Su característica de bisagras permite abrircompletamente las herramientas parafacilitar la lubricación y otros trabajos demantenimiento. Para las pruebas, cada ladopuede accionarse independientemente.

6.3. Cuñas para tubería

Tipos y manejos de las cuñas manuales yautomáticas para tubería. La función principal

de las cuñas para tubería es sostener la sartade perforación a nivel de piso rotaria.

Existen cuñas para:

• Tuberías de producción• Tuberías de perforación• Tuberías de revestimiento• Lastrabarrenas

Cuñas para tuberías de producción

Este tipo de cuñas se emplea para el manejode las tuberías que integran los aparejos deproducción en los trabajos de terminación yreparación de pozos.

Hay dos tipos de cuñas: a) manuales y b)automáticas. Estos dos tipos de cuñas manejan tuberíasde producción de: “2 3/8, 2 7/8 y 3 ½”, parael cambio de diámetro se colocan únicamentedados del tamaño de la tubería, considerandoel diámetro exterior del tubo.

Cuñas para tubería de producción

En los tipos “LWS” y “DWS”. cuando introduzca

Fig. 8. Elevador de cople o tope paraintroducir TR de 7” con capacidad de 75toneladas.

Fig. 9. Elevador tipo araña.

Araña viajera con guía de campana.




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Cuñas para tubería de trabajo

Las cuñas para tuberías de trabajo sonherramientas diseñadas para sujetar el

tubo de perforación por medio de piezasmetálicas dentadas (estriadas) llamadascomúnmente dados. Soportan grandescargas sin dañar la tubería.

Al estar efectuando las distintas operacionesde perforación, tales como: meter o sacartuberías, conexiones al estar perforando,etc., se requiere situar la tubería a nivel depiso rotaria, lo cual se logra colocando lascuñas alrededor de la TP y a continuación

bajar la sarta hasta sentar las cuñas en elbuje de la rotaria y descargar el peso de laTP, con lo cual queda firmemente sostenidaen la rotaria.

Fig. 12. Cuña para mesa rotaria cortas 2 3/8 a4 1 / 2 pulgadas.

Fig. 13. Cuña para mesa rotaria medianas2 3/8 a 5 1 / 2 pulgadas.

Fig. 14. Cuña para mesa rotaria extralargas,tuberías de 2 3/8 a 5 1 / 2 pulgadas.




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Cuñas para tubería de trabajo

Cuñas para tubería de perforación ycolocación adecuada del personal paraextraerlas

Cuñas automáticas

El conjunto PS-15 de cuña de resorte usaresortes de espiral como contrapeso paracompensar el peso de las cuñas cuando estánen la posición de arriba o de liberación. Paraajustar las cuñas, pisar sobre el aro de ajuste.Para soltarlas, apretar y soltar el pedal conel pie. Las cuñas permanecerán ajustadashasta que el perforador retire el peso. Enese momento las cuñas soltarán la sarta deperforación.

La PS-15 es una unidad completamenteautónoma que gira con la mesa rotatoria yque no tiene ninguna extensión que puedaocasionar lesiones al girar. En la posiciónde ajustada, la PS-15 tiene menos de 15pulgadas de altura. La PS-15 encaja en mesasrotatorias de 27 ½ y 37 ½ a 49½ pulgadas,sin procedimientos especiales de instalación.

Acomoda tubería de perforación de 3½ a5½ pulgadas de diámetro externo, usandoconjuntos Varco estándar de cuñas.

ASAIZQUIERDA

PERNO DE ASA

SEGMENTO DECUÑAS IZQUIERDO

PERNO DE BISAGRA DECUÑA

DADOS O INSERTOS

SEGMENDO DECUÑAS DERECHO

ASADERECHA

CUÑAS CENTRALCENTRAL

Fig. 16. Cuñas varco SDML.

Fig. 17. Partes de una Cuña.

Fig. 18. Cuñas para tubería de tranajo. Fig. 19. Cuñas PS 15.

SDML

134pg

I I

I I

I

13-3/4 pg




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Cuñas para herramienta

Las cuñas para herramienta, a diferencia

de las cuñas para TP, están constituidas porun número mayor de segmentos y utilizan,para sujetar la herramienta, dados o botonescirculares que distribuyen uniformemente lacarga, con lo cual el agarre y la presión queejercen sobre la supercie lisa es mayor.

Para el uso de diferentes diámetros delastrabarrenas, se reduce o se amplia eldiámetro de las cuñas variando la cantidad desegmentos del cuerpo de la cuña.

SEGMENTOINTERMEDIO

EGMENTO

QUIERDOSEGMENTO

IZQUIERDO

DCS

Fig. 20. Cuñas PS21/3.

Tabla 3.

Fig. 21. Cuñas para herramienta. Tabla 4.

Cuñas Para Herramienta Marca VARCO

Tipo AgarreNo. De

Segmentos

No. De

Dados

DCS-S3” – 4”

4” – 4-7/8”7 49

DCS - R4 ½” – 6”

5 ½” – 7”7 63

DCS - L

5 ½” – 7”

6 ¾” – 8”8” – 9 ½”

8 ½” – 10

9 ¼” – 11 ¼”

11 – 12 ¾”

12 – 14”

11

11

12

13

14

17

17

88

88

96

104

112

136

136

Especifcaciones

PS21 PS30

Rotaria 37-1/2” 49-1/2”

Tubería 2-3/8”-14” 2-3/8”-20”Carga 500 Ton 750 ton

Requerimientos Hidráulicos

-Presión 2,500 PSI 2,500 PSI

-Gasto 10 GPM 10 GPM

Fig. 22. Inserto para cuña.

Resistentes a la fractura y el astillamiento.

Las cuñas Varco para TR y DC de perforaciónusan dados de agarre circulares de botón, quepueden soportar cargas aplicadas en todas lasdirecciones.

Esto es especialmente importante en TR depared delgada, en la que se ejerce una grantracción debido a la longitud.

Los botones circulares no tienen bordes

expuestos que se fracturen o astillen fácilmente.Unid

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6.4. Llaves mecánicas de fuerza

Instalación

La llave deberá suspenderse en un cablede acero exible de 9/16” de diámetro,empleando una polea que se coloca a la alturadel changuero del mástil del equipo.

• Un extremo del cable se ja a la barra desuspensión de la llave.

• En el otro extremo se coloca un

contrapeso, el cual debe estar situado enla parte inferior del piso de trabajo y tenerel peso suciente para que la llave puedaser movida hacia arriba o hacia abajo porun solo hombre.

• Posteriormente, asegúrese la llave conotro cable de acero con las mismascaracterísticas.

• Un extremo del cable se sujeta al pernoque tiene la llave en el extremo lateral delbrazo de palanca.

• Asegure el otro extremo a la base delmástil o poste.

• Instale un conjunto de indicadores detorque (dinamómetro) de llaves, como elque se aprecia en la gura 34. Este aparatosirve para el control de apriete de la llavede fuerza.

El indicador de torque (dinamómetro)consta de dos agujas.

• La aguja roja se emplea para jar límites

de fuerza aplicada.• La aguja negra permite una vericaciónprecisa del apriete requerido en elenrosque de las juntas o lastrabarrenasque se usan en tuberías de perforación.

El indicador de apriete puede serdinamómetro o torquímetro.

• Portátil.

• Permanente.

Permanente

Al conectar o desconectar tubería, la rotariadebe estar sin el candado, ya que cuenta condos llaves de fuerza.

6.5. Llaves hidráulicas de torque

Es común el uso de las llaves hidráulicas entuberías de perforación, dependiendo delmodelo y tamaño que se requiera. Existenllaves especiales para rolar y apretar tuberíade producción y tubería de revestimiento. Enel rango de operación o cambios de diámetrosde tubería, deberá sustituir únicamente lascabezas o mordazas, empleando los mismosdados.

Fig. 23. Llave mecánica de fuerza.




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Nota: Estas herramientas del piso de trabajose muestran como información general, ya queel manejo de éstas no es de la competenciade esta categoría. Fig. 30, llave hidráulica“Arturito”. Fig. 31, posición en el manejo de lasllaves de fuerza.

Llave de rolado y apriete

En el rango de operación o cambios dediámetros de tubería, deberá sustituirúnicamente las cabezas o mordazas,empleando los mismos dados.

Operación:

Los pasos a seguir para la operación de la llaveIR 2100 son:

1. Verique el diámetro y tipo de la tuberíaque se va a manejar.

2. Coloque las cabezas o mordazas (1) aldiámetro correcto.

3. Los dados (2) deberán tener lo y estarlimpios.

4. Abra la compuerta (3) de las mordazas.5. Conrme que la presión sea la requerida

para aplicar el torque necesario a la tuberíaen cuestión.

6. Una vez realizado lo anterior, ponga lallave en la sarta de tubería.

Es importante que conserve la nivelación dela llave durante las operaciones, para evitardaños en la tubería y en la llave misma.

Fig. 25. Llave hidráulica SSW-30.

Fig. 25. Manejo de llaves de fuerza.

Fig. 26. Llave hidráulica TW 60.




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6.6. Llaves roladoras de tuberías

Llave para conectar y desconectar tuberías deRevestimiento.

Llave de apriete computarizado marca ECKELpara tubería de revestimiento de 7” a 20“.

Llave de apriete computarizado marca FARR.Se utiliza para dar apriete en la introduccióny recuperación de los aparejo de producción.Fig. 27. Llave roladora SSW-30.

Fig. 28. Llave de Apriete Computarizado.

Fig. 29. Llave de apriete FARR.

Fig. 32. Llave roladora SW-40 neumatica.

Fig. 30. Llave FARR con backup (llave deaguante).

Especicaciones

Rango 3 ½” – 9 ½”

Torsión 1100 lbs/pies

RPM 120

Peso 386 kg

Suministro Hidráulico

Unid

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Fig. 34. Dinamómetro.

Controles e Indicadores

Operación

1. Acercar la llave a la tubería 0.3 m porencima del declive. NO OPERAR.

2. Colocar la altura (0.3 m sobre junta).3. Activar control de agarre.4. Activar control de rotación en dirección

requerida.5. Soltar la tubería.6. Activar control de agarre.

6.7. Torquimetros y dinamómetros

Equipos utilizados en labores de perforación depozos, cuyo n es medir el apriete de las juntas

de tubería de perforación, lastrabarrenas,tuberías de producción y otros sustitutos.Dinamómetro: Indicador de apriete cuyosvalores están dados en unidades de fuerza (lbo kg).

Para dar el apriete correspondiente a laTP o Hta, instale un indicador de torque(dinamómetro), como el que se aprecia en lagura. Este aparato sirve para el control deapriete de la llave de fuerza.

Al utilizar el dinamómetro con la llave defuerza se deberá de hacer previamente unaoperación matemática que consiste en dividirel apriete, requerido para la tubería ó hta., enlbs/pie ó kg/m, entre la longitud del brazo depalanca de la llave de fuerza.

Fig. 32. Indicadores de llave .

Fig. 33. Operación de llave.




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Torquimetro: Indicador de apriete cuyosvalores se miden directamente en unidades detorque.

Su carátula especica las unidades de torque amedir, así como el brazo de palanca donde sedebe instalar.

El torque esta dado en:

Kilogramos-metro (kg.- m) o libras–pie (Ib -pie). Debe instalarse en el brazo especicado

para que se aplique el torque correcto (comolo especica la carátula).

Aplicación de Torque

El torque es la medida del apriete aplicadoa la unión de una junta de htas, tubulares almomento de enroscarse.

La multiplicación de la longitud (L) por lafuerza (F) es el resultado del torque, cuandola llave de apriete y el cable de tensión formanun ángulo de 90 grados.

6.8. Enroscador Kelly Spinner

Características

La sub de potencia Varco 6500 Es un motor

neumático autónomo, totalmente cerrado, deimpulsión directa, de baja velocidad y de altatorsión, diseñado para efectuar conexionesrápidas de la junta kelly. Reversible. Su

característica de ser totalmente reversible lepermite al operario enroscar y desenroscar.Otros usos incluyen el enrrosque deherramientas a bajarse al pozo y rotación lentarequerida en trabajos de pezca, orientaciónde equipo de perforación direccional yperforación limitada de ratoneras y hoyos deconexión.

Fácil de instalar. Su sencilla instalacióncomprende colocar la sub dentro de la sartaencima del Kelly, conectar las dos cadenasdetenedoras de la torsión de la sub depotencial al cuerpo de la junta giratoria, montarel conjunto de válvula maestra y conectar lasmangueras de aire.

Fig. 35. Llave de apriete.

Fig. 36. Kelly spinner.

Tabla 9.

Conexión 6-5/8” APIReg. LH

Torsión 1,200 lb/pie

RPM 110

Peso 503 kg

Suministro Neumátco

PresiónMin 90 psi

Max 125 psi

Aceite 40 wt (7 lt)

Unid

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Controles e indicadores

Instalación

Operación1. Activar palanca y rotar a la derecha2. Activar palanca y rotar a la izquierda

6.9. Unión giratoria

Válvulas en la echa (kelly)Válvula macho superior de la echa. Se instalaráentre el extremo superior de ésta y el sustitutode la unión giratoria. Debe ser de una presión detrabajo igual a la del conjunto de preventores,su rosca es 6 5/8” izquierda piñón y caja.

Fig. 37. Controles e indicador.

Fig. 38. Instalación de kelly spinner yunión giratoria.

Fig. 39. Instalación de válvula en echa kelly.

Fig. 41. Instalación y operación de kelly spinner.

Fig. 41. Válvulas en echas kelly.

Válvula maestra 1 1/2”

Centra torque

Cadenas

Kelly Spinner

Elevador

CadenaSold

Reducción T 1 1/2” x 2”Linea de lodo

Cuello de ganso

Niple 2”

Ensamblevalvulas

Buje reducción1 1/2” x 2”

Válvula decontrol ma-nual 1/4”

Consolaperf.

Linea aire

Cincho

Cable

Tuberia 2”Unión 2”

Cinta aislar

Lubricador

Tubería

Te 2”Tapón 2”

1m Aprox.

Válvula 2” Suministro

681 ltsInstalación completa

Regulador Filtro

Lineaaire

Válvula 2”

Suministrode aire

Compresor 90 psi

230 CFM

Mang. control 1/4”




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Válvula inferior de la echa. Se instalará entreel extremo inferior de la echa y el sustituto deenlace. Debe ser de igual presión de trabajoque la superior y pasar libremente a través de

los preventores.

6.10. Collarín de seguridad para herramienta

En el uso de las cuñas para lastrabarrenas ytubería lavadoras, es imprescindible utilizarcollarines de seguridad, debido a que loslastrabarrenas y las tuberías lavadoras tienentoda su parte exterior lisa. Así, en el supuestocaso que fallara el sostén que ejercen las

cuñas que efectúan el apoyo en el bushingde la rotaria, el collarín colocado en loslastrabarrenas (10 cms arriba de las cuñas)impedirá que la sarta caiga al interior del pozoocasionando un “pez”.

Partes del collarín de seguridad

1. Eslabón completo2. Eslabón intermedio3. Cuña

4. Resorte5. Perno6. Eslabón externo7. Eslabón exterior8. Perno9. Tornillo10. Tuerca

11. Llave hexagonal12. Pivote13. Perno con Pivote14. Llave allen con pivote

15. Asa16. Perno con chaveta17. Chaveta retenedora de dado

6.11. Herramientas manuales y seguridaddurante su uso y manejo

Llaves manualesEn las operaciones llevadas a cabo por el áreade perforación, se utilizan ciertas herramientasmanuales, entre las que se encuentran:

a. Llave de cadena.b. Llave de golpec. Llave recta para tubería.

Fig. 42. Collarín de seguridad.

Fig. 43. Partes de collarín de seguridad.

Fig. 44. Llave de cadena.

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Llave de Cadena clase “B” modelo reversible

Uso de llave de cadena

Antes de emplear la llave verique:

• Que los dientes de las quijadas esténlimpios y alados.

• Que la cadena tenga sus eslabones ypernos en buen estado.

• Que el brazo este en excelentescondiciones.

Uso correcto: Ajuste la cadena al tamañodel tubo. Esta posición nos brinda seguridad,ya que al transmitir fuerza a la cadena, estase aanza mas a las quijadas de las llaves

garantizando el aguante del tubo.

Precaución:Nunca introduzca en el brazo de lallave un tubo conocido como “obrero”, ya quese rompería la cadena y deformaría el brazo(esto es consecuencia de una fuerza aplicadaen exceso). Cuando exista la necesidad deaplicar una mayor fuerza, emplee una llavemás grande.

Llave de cadena

Tabla 10.

Fig. 45. Llave de Cadena Clase “A”. Tabla 11.

Fig. 52. Partes de llaves de cadena.

Tabla 12.

NúmeroRango de

agarre

Longitud

depalanca

Peso(lb)

Máxima tensión ala cadena Libras

C11-P ⅛” a 1 ½” 20” 6 9,400

C12-P ¼” a 2 ½” 27” 10 13,800

C13-P ¾” a 4” 37” 17 17,600C13.5-P 1” a 6” 45” 25 20,100

C14-P 1 ½” a 8” 51” 31 22,000

C15-P 2” a 12” 65” 54 31,000

C16-P 4 a 18” 87” 139 56,000

NumeroRango de

agarre

Longitudde

palanca

Peso(lb)

Máxima tensión ala cadena Libras

C27-P ¼” a 2 ½” 27” 11 13,800C37-P ¾ ” a 4” 37” 19 17,600C47-P 1” a 6” 47” 27 20,100C57-P 1 ½” a 8” 57” 40 22,000C67-P 2” a 12” 67” 59 31,000

MarcaVulcan

Clase “A” Clase “B”

Tipo III CT – 12 CT – 13 CT – 15 CT – 37 CT – 57

Capacidadde Agarre

(pg)

1 ¼” a 2½”

1 ¾” a4”

2” a 12”1 ¾” a

4”1 ½ a

8”

Largo delbrazo (pg)

27” 37” 64 1 37” 50 ½”

Peso de lallave (lb)

8,82 15,43 50,71 17,64 41,89

Largo dela cadena

(pg)17 ½” 22 ½” 55 ½” 22 ½” 40 ½”

Fig. 47. Llave de cadena clase “B”.Modelo Reversible

Brazo.

Tornillo reten,de quijada y

cadena.

Quijada.

Quijada.Cadena.




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Llaves de golpe Cameron tipo hexagonal

Ejemplo: Si tenemos una llave de 5/8” , éstaserá para birlo de 5/8” de diámetro con tuercasde 1 1/16”.

Nota: El diámetro de la llave es igual al diámetrodel birlo.

Los birlos y espárragos tienen una arista en susextremos en forma trapezoidal que carece dehilos, con objeto de facilitar la colocación dela tuerca.

Llave de golpe tipo estrías

Llave recta para tubería

Se compone principalmente de:

• Mango recto.• Quijada móvil.• Quijada ja.• Perno.• Tuerca.• Muelle

Fig. 47. Llave de golpe.

Tab. 13.

Fig. 48. Birlo

Fig. 49. Birlo y espárrago.

Fig. 50. Llave de golpe tipo estrías.

Fig. 51. Llave de golpe tipo hexagonal.

Fig. 54. Llave recta.

Diámetro de lallave (pg)

1 1/16

2 3

1 1/8

2 1/8

3 1/8

1 ¼ 2 3/16

1 5/16

2 ¼

1 7/16

2 5/16

1 ½ 2 3/8

1 5/8

2 ½

1 11/16

2 9/16

1 ¾ 2 5/8

1 13/16

2 ¾

17

/8 27

/8

1 15/16

2 15/16Unid

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Existen varias marcas y tamaños de estas llaves,las cuales se pueden usar en tuberías desde 1¾ a 8 pg de diámetro.

Antes de usar la llave:

• Compruebe el tamaño de la tubería quese va a conectar o desconectar.

• Verique el estado de las quijadas; estasdeben tener los dados de agarre en buenestado.

A continuación se presenta una tabla dondese ilustran tamaños de llaves y las aberturasmáximas de cada una de ellas.

Precauciones:

En todos los casos en que se use esta llave,prevenga la pérdida de equilibrio cuandola pieza ceda o la llave resbale. El empleode extensiones, llamadas ayudantes, debeevitarse, ya que el mango recto tiene una

resistencia calculada al tamaño de la llave, ylos ayudantes pueden deformar esta últimao provocar un accidente. Evite utilizar estasllaves o cualesquiera, como martillos, ya que

su construcción es de acero endurecido y algolpear o golpearse entre sí, puede provocardesprendimientos de partículas, que sonsumamente peligrosas al hacer contacto conlos ojos o cualesquiera partes del cuerpo.

Herramientas de uso común:

• Pala recta.• Pala tipo cuchara.• Pico.• Martillo.• Segueta.• Pinza mecánica.• Pinza de presión.• Llaves Allen.• Pericas.• Cinceles.• Flexometros.• Cinta métrica de 30 metros.• Españolas, mixta, estrías.

• Desarmador.

Tabla 14.

Tabla 15.

Fig. 53. Herramientas manuales.

Marca Tamaño (pg)

Stillson 6 – 60

Ridgid 6 – 60

Proto 6 – 60

CH 6 – 60

Tamaño (pg) Abertura Máxima (pg)

6 ¾8 110 1 ½12 214 218 2 ½24 336 548 660 8




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Herramientas de corte (manual)

Guillotina hidráulica

Se utiliza para cortar cables de acero usadosen perforación (distintos diámetros).

NOTA: Vericar que tenga uido hidráulico(SS10), que no tenga aire y que estécorrectamente cerrada su válvula. En caso deque la guillotina o el émbolo no salga, purgarla

para eliminar el aire entrampado. En caso deque aun vericando esto el émbolo no llegueal diámetro de corte (cable a cortar), calzaren brazo de ajuste con tuercas cuidando quequede en forma uniforme.

Al efectuar un corte con esta herramienta,amarre el extremo donde se vaya a cortarcon un alambre exible. Esto para evitar ladeformación del cable.

Uso:

1. Introduzca el cable en la compuerta de laguillotina.

2. Enganche la bisagra en la compuerta.3. Accione la palanca de la bomba.4. Hasta que la cuchilla haga contacto con

el cable.5. Ejerza presión a la palanca hasta que se

realice el corte.6. Libere la presión para que se retraiga la

cuchilla y pueda abrir la compuerta.

Fig. 54. Guillotina hidráulica.

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7.1 Tipos, diseño y características debarrenas tricónicas

7.1.1 Tipos de barrenas

7.1.2 Características de diseño

Las barrenas tricónicas tienen 3 conos corta-dores que giran sobre su eje. Por su estructurade corte se fabrican de dientes de acero y de

insertos de carburo de tungsteno (Fig. 2).

Las barrenas para formaciones blandas utilizanestructuras de corte más largas con ángulosde desplazamiento en los conos que reducenel movimiento de rotación. Los cortadores

cortos en los conos que giran más, provocanuna acción de trituración en las formacionesduras (Fig. 2).

Descentrado de la barrena (“Bit Offset”)

• Denición de excentricidad (“Offset”): Esla distancia horizontal entre los ejes de labarrena y un plano vertical a través de losejes del muñón (Fig. 3)

• Smith Tool mide el “Offset” en pulgadas:

Formaciones muy blandas (agresivas) - típica-mente 3/8”Formaciones muy duras- típicamente 1/32”

Las barrenas de tricónicas modernas que seemplean en las formaciones blandas tienensus conos desalineados (Fig. 3). La alineacióndescentrada, o excéntrica de los conos, cau-sa que los dientes raspen y excaven a la for-mación según giran los conos en el fondo del

BARRENAS

CORTADORESFIJOS

PDC DIAMANTE INSERTOSCONOS

DENTADOS

TRICONICAS

DIAMANTENATURAL TSP DIAMANTE

IMPREGNADOCOJINETE DE

RODILLOSCOJINETE DE

FRICCIÒN

Fig. 1. Tipos de barrenas.

Fig. 2. Barrenas de dientes y de insertos.

BLANDA DURA

DUREZA DE LA FORMACIÒN

BARRENAS CON DIENTESDE ACERO

BARRENAS DE INSERTOS

Fig. 3. Desentrado de la barrena.

DIRECCION DEROTACION DE LABARRENA

EJE DEL MUÑONJOURNAL AXIS

DIAMETRO DELHOYO

EJE DEL HOYOOFFSET

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Capítulo 7 - Barrenas

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hoyo; la cantidad que raspan depende de lamagnitud de la desalineación del cono.

El entre-engranaje de los dientes hace posi-

ble el empleo de dientes más largos, así comola auto-limpieza. Las barrenas diseñadas paralas formaciones más blandas, con el menornúmero de características abrasivas, tienen elmayor grado de excentricidad de los conos.La excentricidad reducida (o no existente) seutiliza en las barrenas diseñadas para las for-maciones más duras y abrasivas. En general,los dientes que son ampliamente separados,largos y alados son empleados para las for-maciones blandas; los dientes con poca sepa-

ración, que son cortos y fuertes son emplea-dos para las rocas duras.

7.1.3 Características de las barrenastricónicas

Estas barrenas tienen tres elementos: los cor-tadores (o sean los conos), los cojinetes y elcuerpo. Sin embargo, las barrenas de este tiposólo tienen dos componentes en cada sec-

ción: los cortadores y las piernas. Los cortado-res o conos ya terminados se instalan en suscorrespondientes piernas y los tres pares desegmentos se sueldan para formar la barrenacompleta ó incluso el cuerpo. Una vez solda-dos los tres segmentos, la espiga API (roscamacho) es maquinada en el extremo superior.

Los cortadores

Los elementos cortadores de las barrenas tri-

cónicas son hileras circunferenciales de dientesque sobresalen de cada cono y que entresacancon las hileras de dientes de los conos adya-centes. Estos se maquinan a partir de forjas deacero (en el caso de las barrenas de dientesfresados) o se prefabrican de material másduro de carburo de tungsteno y los cortadores

se insertan en cavidades maquinadas en losconos (como ocurre en las barrenas de inser-tos). Los dientes pueden ser de gran variedadde formas y tamaños, según sea la aplicación

a la cual se destine la barrena. Su función es lade moler y/o excavar la roca a medida que girala barrena. La acción de moler se debe al altopeso que se aplica sobre la barrena y que hacepenetrar los dientes en la formación a medidaque giran los conos. La acción de excavar sedebe a la oblicuidad de los conos, la cual im-pide que giren alrededor de sus ejes (centrosreales). Si las fuerzas predominantes hacenque los conos giren alrededor de un eje queno sea el suyo propio, o sea alrededor del eje

geométrico de rotación, ocasionalmente losconos de la barrena resbalan o arrastran en elfondo del pozo generando así un mecanismode corte por arrastre, el cual se suma al efectode moler.

Los cojinetes (baleros)

Los cojinetes le permiten a los conos giraralrededor del cuerpo de la barrena. Los coji-

netes para barrena de primera calidad (tipo“Premium”) son sellados y lubricados, paraasegurar su más larga duración efectiva bajocondiciones adversas pozo abajo. También sefabrican barrena tricónicas con cojinetes sinsellos. Se usan primordialmente en el interva-lo o trecho inicial del pozo, en el cual el viaje redondo de la sarta es de corta duracióny en el que las altas velocidades de rotaciónson deseables. Actualmente, la barrena “Pre-mium” más común es la del cojinete sellado.

Estos cojinetes carecen de rodillos. Consisten,básicamente, en una espiga maciza que encajaen la supercie interior de cada cono o en unbuje situado entre el cono y el cojinete.

Se ha diseñado de modo tal que los elemen-tos de los cojinetes reciben la carga uniforme-




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mente, cosa que permite usar altas velocida-des de rotación y aplicar altos pesos sobre labarrena. Dentro del cuerpo de la barrena hayun depósito sellado con grasa, desde el cual se

lubrican los cojinetes.

El cuerpo de la barrena

Al cuerpo de la barrena (de acero, de tres forjas separadas), se le puede poner un revesti-miento más resistente a la erosión. En el extre-mo de la barrena está la espiga de norma APIpara conectarla con la sarta de perforación. Elcuerpo tiene también boquillas situados entrecono y cono, las cuales descargan el lodo de

perforación que limpia y enfría la barrena.

Aplicaciones de barrenas tricónicas

Los factores de aplicación tendientes a favore-cer el uso de las barrenas de conos de rodillospor sobre las de PDC son:

Pozos exploratorios en los que no hay su-ciente información para determinar si las for-

maciones por perforarse son demasiado duraspara barrenas de PDC.

Otro factor que las hace preferibles a las dePDC en este tipo de pozos es el tamaño de losrecortes. A veces los geólogos preeren queno se usen barrenas de PDC en formacionespotencialmente productoras porque las par-tículas del recorte suelen ser mucho más pe-queñas de las que generan las de conos derodillos.

Intervalos cortos en los que la larga duraciónde las más costosas barrenas de PDC no sepuede equiparar con el más bajo costo pormetro de perforación.

Situaciones de alto riesgo en las que se corre

el peligro de que se dañe la barrena (por ejem-plo, cuando se perforan a través de equipo decementación que puede contener piezas demetal).

Áreas de bajo costo de perforación donde elcosto del tiempo que se ahorra perforandocon barrenas más rápidas de PDC no es su-ciente para justicar su costo más alto.

Contratistas de perforación poseedores deexceso de equipo de perforación, los cualescomputan el aspecto económico de sus ope-raciones a base de los variables costos de per-foración por hora, en vez de hacerlo a partir

del costo total.

Regiones muy falladas con formaciones inter-caladas con vetas duras, en las cuales es ex-tremadamente difícil predecir cuándo se va aperforar una veta extremadamente dura, es-pecialmente si contiene intercalaciones de pe-dernal.

7.1.4 Mecánica de corte de barrenas tricó-

nicasAcciones de perforación con conos giratorios.Las barrenas de conos giratorios remueven laroca acanalándola y raspándola o triturándo-la. Los conos giratorios realizan una acción detrituración. A medida que los conos se apartandel movimiento giratorio real, las estructurascortantes penetran y raspan más.

El desplazamiento o ángulo de excentricidad

del cono y la forma del mismo, provocan quelos conos dejen de girar periódicamente a me-dida que gira la barrena. Como resultado, lasestructuras cortantes se deslizan en el fondodel hueco y raspan la formación. Los ángulos dedesplazamiento varían de 5° para formacionesblandas, a cero para formaciones duras (Fig. 4).

Unid

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200



Sistema de rodamiento y lubricación

Por su sistema de rodamiento pueden ser debaleros estándar, de baleros sellados y de chu-maceras.

Trituraciòn Acanalado y raspado

Direciòn dela rotaciòn

Diàmetroo contorno

de corte

Diàmetroo contorno

de corteBaja excentricidad del cono (0º) Alta excentricidad del cono (5º)

Rotaciòn realen todos

los puntos

Angulo del cojinete

El borde delcono se apartadel movimientoreal de rotaciòn

Fig 4. Ángulo de excentricidad de los conos.

Fig. 6.

Fig. 7. Balero estándar. Fig 8. Balero sellado.

Fig. 9. Balerochumacera.

Diarragma

Tapa del depòsitode grasaDepòsito degrasa

Pieza de sujeciòn

Superficie de empuje

Cojinete Conoliso

Cojinetes derodillos

Sello belleville

Diàmetro o contornode corte

Cojinete de rodillos sellado

Metal duro protector del contomo de corte

Pemo defricciòn

Diente de acero Bolas giratorias

Diarragma

Tapa del depòsitode grasaDepòsito de grasa

Cojinete flotanteplateado, dealeaciòn de berilloy cobre

Superficie deempuje

Insertosde carburo

de tungstenoCono

llsoCojinete

Pemo de fricciònMetal duroprotector del

contorno de corte

Sello radial deelastòmero

Diàmetro o contornode corte

Cojinete liso sellado

Fig. 5.




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2



Características de los conos e insertos

¿Cómo se denen los conos número 1, 2 y 3

• En general, el cono No.1 normalmentecontiene el elemento de corte más cén-trico.

• Sin embargo…En algunas Barrenas, ambos, los conos No.1

y No.3, parecen tener en el elemento decorte más céntrico.

• En este caso, el cono con la mayor distan-cia entre las las A y B es el cono No.1. Losconos No.2 y No.3 siguen en dirección delmovimiento de las manecillas del reloj.

Forma de los insertos de carburo de tungs-teno: Filas internas

• El Carburo de Tungsteno provee resisten-cia al desgaste

• Uno de los materiales más duros conoci-do por el hombre

• Sin embargo, es estructuralmente débil• Cobalto provee resistencia al impacto

• Cobalto típicamente 6 a 16% en peso

Fig. 11. Componentes y nomenclatura de unabarrena tricónica de dientes.

Fig. 12. Nomenclatura de conos de barrenas deinserto.

Fig. 10. Componentes de las barrenas tricónicas.

Fig. 13. Forma de insertos.

Blandas

F1 F15F4 F45 F47

F57F5

F7 F9

F27F2F17

F3 F37

Blandas

a Medias Duras

Medias

a Duras

7.1.5 Código IADC de barrenas tricónicas

Las barrenas se fabrican para diferentes tiposde formaciones que generalmente son:

Fila de dientes del calibre

duro del diente

Unid

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202





Tabla 2. Códigos IADC Para identicar barrenas tricónicas de diferentes fabricantes.

Explicación de las designaciones de barrenas

REED.

PREFIJO:

EHP = Rendimiento Optimizado, Cojinetes de Anillos Roscados de Chumacera ySistema Hidráulico Mudpick

HP = Cojinetes de Chumacera de Primera(Tipo “Premium”)

S = Barrena de Rodillos con CojinetesSellados

Y = Barrena de Rodillos con Cojinetes NoSellados

MHP = Barrena de Cojinetes “Premium” con

Sellos de Alta Velocidad

JA= Mecha de Rodillos de Cojinetes conSellos de Alta Velocidad

SUFIJOS QUE FORMAN PARTE DEL NOMBRE DE BARRENAS REED

A= Insertos con Forma de Formón

C= Jet (Chorro) Central

D = Conjuntos de Diamantes en el Talón

G = Conjuntos de Carburo de Tungsteno en Barrena de Dientes de Acero

H = Insertos con Forma del Formón en Diseños 417-517 con Inclinación de3 grados

JA= Barrena de Jets (Chorros) para Circulación con Aire

K =Insertos de Carburo de Tungsteno en el Faldón para Reducir el Desgastey Proteger el Sello

L = Placas de Acero con Insertos de Carburo de Tungsteno Soldados alCuerpo de la Barrena.

M = Sistema Hidráulico Mudpick II

X = Vanadones Especiales de la Estructura de Corte que Pueden Variar

Según Sea el Tipo de Barrena

NOTA: Las características de las Barrenas que

aparecen en el cuadro se basan en los datosdisponibles publicados por los respectivosfabricantes.

El representante del fabricante mas cercana Ud. puede suministrarte datos específcos

para su región.

Unid

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Material del cuerpo

S =(PDC) AceroM =(PDC) Matriz

T =(TSP) MatrizD =(DIAMANTE) Acero

7.2.2 Barrenas PDC con cuerpo de acero

Las barrenas de cuerpo de acero, las cuales sonmás resistentes que las de cuerpo de matriza las altas cargas de impacto y de torsión. Elacero es por eso el material preferido para lasbarrenas de cola de pescado de alta densidadde cortadores y también para las que se usanen pozos de diámetro grande. Más aún, conlas barrenas grandes de cuerpo de acero se

evitan los considerables problemas de fabri-cación que ocasiona la fundición de cuerposde matriz para barrenas de diámetros grandes.Puesto que la forma del cuerpo se maquinaen tornos controlados por computadora, loscomplejos detalles se pueden repetir conti-nuamente; y las cavidades para instalar losconjuntos de cortadores se pueden maquinarbajo estrechas tolerancias, cosa que permiteinstalarlos por interferencia.

La espiga (rosca macho) API que conecta labarrenas con la sarta de perforación se maqui-na directamente en el extremo del cuerpo deacero. Las barrenas son enterizas y no requieresoldaduras internas.

La desventaja principal del cuerpo de acero es

que es menos resistente a la erosión que elcuerpo de matriz y, consiguientemente, mássusceptible de dañarse por erosión con ui-dos de perforación abrasivos. Para combatir

ese problema, a las áreas de la barrena máspropensa a desgastarse se les aplica recubri-miento de carburo de tungsteno.

7.2.3 Barrenas PDC con cuerpo de matriz

Las barrenas de cuerpo de matriz se fabricanpor el proceso de fundición, durante el cualse inltran partículas de carburo de tungstenopulverizado en la aleación aglutinadora que

se funde alrededor de un núcleo de acero. Laaleación derretida recubre y aglutina las par-tículas de carburo de tungsteno y facilita launión metalúrgica de la corona de la matriz ocapa exterior con el núcleo interno de acero.

La matriz es más quebradiza que el acero, cosaque debe tenerse en cuenta cuando se diseñala forma de la barrena. El carburo de tungste-no es mucho más resistente a la erosión que elacero. Por eso, las barrenas de cuerpo de ma-

triz son frecuentemente las favoritas cuandose requiere alto caballaje de fuerza por pulga-da cuadrada y cuando la barrena debe perfo-rar por muchas horas para que su aplicaciónsea económica.

Las barrenas de cortadores jos son cuerpos

ZONA DELIMPIEZA

ALETA

CORTADORES

PIÑON

Aplicaciòn de material duro macroscopicomediante proceso de oxiacetileno

TOBERA

Fig. 14. Barrena PDC con cuerpo de acero.




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Este tipo de barrenas es el más utilizado en laactualidad para la perforación de pozos petro-leros.

7.2.7 Código IADC para barrenas de corta-dores jos

La intención de establecer códigos en común

para las barrenas de perforación de cortado-res jos es la de ayudar al usuario a evaluar ycomparar varias barrenas en lo que respecta adiseño, prácticas de operación y rendimiento,así como para facilitar la selección nal. La cla-sicación se representa mediante un códigode cuatro cifras:

Lìnea de Productos

Tipo Direccional

Nº deAletas

Cuerpo deAcero

CortadoresZenith

XXXDHC S Z

(Tamaño del Cortador enoctavos de pulgadas)

Lìnea de ProductosGènesis

Tamaño de cortador de(19mm)

- 7 aletas

=

=

=

HC

“HC”

“6”

“07”

607

34

“ /

Muyligero

Ligero Denso MuyDenso

> 24mm 14-24mm

<14 mm Cola de pescadoo plana

Corto Medio Largo

M PDC 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4Matriz

S PDC Acero 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

< 3spc 3-7 spc > 7 spcDiamante

naturalT SP Co mbin ació n Impreg nado

Cola de pescado

o planaCorto Medio Largo

T TSP Matriz 6 7 8 1 2 3 4 1 2 3 4

D Diamante Acero 6 7 8 1 2 3 4 1 2 3 4

Tamaño

C l as i fi c a c ió n i a dc p a r a b a r r e n a s d e c o r t a d or e s fi j o s

Tamaño Elemento Perfil del cuerpo

1er Carácter 2do Carácter 3er Carácter

Perfil del cuerpo

4to Carácter

Densidad

No tiene componentes en movimientos, por loque no se limita su duración a la vida de unrodamiento.

La agresividad y durabilidad de la barrena de-pende de la densidad y disposición de los cor-tadores en las aletas.Su diseño de cortadores está hecho con dia-

mante sintético en forma de pastillas (com-pacto de diamante), montadas en el cuerpo delos cortadores de la barrena, pero a diferenciade las barrenas de diamante natural y las TSP,su diseño hidráulico se realiza con sistema detoberas para lodo, al igual que las barrenas tri-cónicas.

Tabla 3. Clasicación IADC para barrenas de cortadores jos.




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1. Material del cuerpo: (De acero o de matriz.)2. Densidad de cortadores: Para barrenasPDC, este dígito va de 1 a 5. Mientras más bajoes el número, menos cortadores tiene la ba-

rrena.3. Tamaño de los cortadores: Este dígito in-dica el tamaño de cortador que se usa. Pue-de ser 1, 2 o 3, de diámetro en orden des-cendente.4. Forma: El último dígito indica el estilo gene-ral del cuerpo de la barrena y varía de 1 (formaachatada) a 4 (anco largo).

7.2.8 Tecnología de los cortadores

Composición de los diamantes.El diamante es una de las dos formas establesdel carbón cristalino. La otra es el grato. Laspropiedades de uno y otro son tan diferentesque cualquiera podría creer que esos dos ma-teriales no están relacionados entre sí.

Propiedades del diamante y del grato

El grato es un elemento químico negro,

blando y refractario que frecuentemente seusa como lubricante y de base para las minasde los lápices. Las propiedades del diamantenatural son diametralmente opuestas: es ex-tremadamente duro, buen conductor térmi-co, transparente en su forma más pura y muyabrasivo.Es también un excelente aislante de la elec-tricidad, comparado con el grato, el cual esconductor eléctrico.Del mismo átomo de carbono, pues, existen

dos materiales muy diferentes, la disparidadde sus propiedades se debe a las diferenciasde los enlaces químicos de uno y otro. La es-tructura del grato es de placas paralelas deátomos dispuestos en forma hexagonal conenlaces relativamente débiles. Ese tipo de es-tructura permite que las placas se deslicen en-

tre sí, lo cual explica porqué el grato es lubri-cante. La estructura del diamante es maciza.Consiste en átomos dispuestos en forma detetraedros, sin débiles enlaces de electrones,

cosa que le imparte excelente aptitud aislante.

En términos generales, el diamante tiene mu-chas propiedades superiores a las de otrassubstancias. Los singulares atributos del dia-mante lo hacen extremadamente útil en granvariedad de operaciones industriales, espe-cialmente las relacionadas con la remoción demateriales, tales como las de taladrar, esmeri-lar y pulir.

Sus propiedades claves son:

A) Dureza. El diamante es el material másduro que conocemos. Es diez veces más duroque el acero y dos veces más duro que el car-buro de tungsteno.B) Resistencia al desgaste. El diamante es elmaterial conocido más resistente al desgaste.Su resistencia es diez veces más alta que la delcarburo de tungsteno.

C) Resistencia a la Compresión. El diamantees el material conocido más resistente a la com-presión. Es 20 veces más fuerte que el granito.D) Módulo de Elasticidad. El módulo de elas-ticidad del diamante es el más alto que el decualquier otro material dos veces más alto queel del carburo de tungsteno.E) Coeciente de fricción. El coeciente defricción del diamante es más bajo que el decualquier otro material conocido y de ahí quesea aún más “resbaladizo” que el Teón.

F) Conductividad Térmica. El diamante esmejor conductor del calor que cualquier otromaterial. Disipa el calor extremadamente apri-sa, siempre que esté en contacto con un mate-rial apropiado que lo absorba.

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Tabla 4. Propiedades mecánicas y térmicas deciertos materiales.

Propiedades del Material UnidadDiamante

naturalPDC

Carburo deTungsteno+5

Co

Aceroaleación

4340

Densidad gr/cm3 3.52 3.00-3.25 14.95 7.8

Dureza Knoop kg/mm2 6000-90005000-8000

1475 558

Modulo de Young 106

psi 105-152 132 92 29Resistencia a la tensión 103 psi 160 238

Resistencia a la RupturaTransversal

103 psi 125-225 275

Resistencia ala compresión 103 psi 1260 890 780 238

Dureza para fracturar (KIC) Ksi in 3.1 6.3 10.8 45.8

Coef. De Exp. Térmica (25°

C-100°C)10-6 / °C 1.34 1.5-3.8 4.3 11.2

Conductividad térmica(25° C)

W/cm°C 5.20 5.43 1.0 0.48

7.3 Mecánica de corte de barrena de inserto y PDC

Las barrenas son clasicadas de acuerdo consu mecanismo de corte a la roca en dos tipos:tricónicas y de cortadores jos. El mecanismoprincipal de ataque de las barrenas tricónicas,ya sea de dientes maquinados o insertos, esde trituración por impacto. Este ataque causaque la roca falle por compresión, como se re-presenta en la Fig. 17

En cambio, las barrenas de cortadores jos tie-nen un mecanismo de corte por raspado de laroca. Esto causa que la roca falle por esfuerzosde corte como se representa en la Fig. 18

Fig. 17. La roca falla por esfuerzos compresivos.

MECANISMO TIPO DE BARRENA

Rayado y raspado Cono dentado

Cincelado y triturado Inserto

Cizallamiento PDC

Surcos Diamante natural

Molienda Diamante impregnado

Las barrenas PDC perforan, cortando la forma-ción por fuerza cizallante, bastante parecidaa la acción cortante de un torno. Las cargas

compresivas verticales causa que la roca falledeslizándose a lo largo de un plano de falla deaproximadamente 4º a horizontal.

La acción cortadora de una barrena, juega unpapel fundamental en la cantidad de energíarequerida para perforar a través de una forma-ción dada. Esta característica es generalmentepresentada en término de “energía especica”,la cual se dene como la cantidad de energíarequerida para cortar una unidad de volumen

de formación. Una barrena que hace fallar laroca por acción cizallante directa, antes queutilizar altas cargas compresivas para causarque la roca falle por cizallamiento a lo largode su plano de falla natural, tiene una ener-gía especíca más baja. Como regla general, lafuerza cortante es aproximadamente un me-dio de la fuerza compresiva. Sin embargo estarelación puede variar, dependiendo del tipoespecico de roca.

Fig. 17. La roca falla por esfuerzos compresivos.




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7.3.1 Desgaste auto-alable

Para mantener alta la eciencia de energíade un mecanismo de corte tipo cizallado, es

esencial que el borde cortante de los PDC semantenga alados. A medida que se utiliza elcortador y se desarrolla un desgaste plano, laenergía especica del cortador se incrementa,a medida que se requiera más peso, para man-tener la constante profundidad del corte. Loscortadores PDC mantienen un borde alado amedida que se desgastan, porque el carburode tungsteno, que se encuentra directamentedetrás de la capa de diamantes, se desgastamás rápido que el diamante policristalino, de-

bido a su baja resistencia a la abrasión. Estoresulta en la formación de un labio de diaman-tes, el cual se mantiene alado a través de lavida del cortador. En contraste con esto, losdiamantes en una barrena de diamantes, seembotan con el uso, tomando una apariencialisa y pulida. Los dientes en una barrera de co-nos, se desgastan de forma similar y pierdensu ecacia con el desgaste.

Esto resulta en un mecanismo cortante que sevuelve menos eciente a medida que la barre-na perfora. Consecuentemente, las barrenasde conos y las barrenas de diamante naturaltienden a perforar una velocidad de perfo-ración más baja, a medida que se desgastan,mientras que las barrenas PDC, mantienen unavelocidad de perforación más alta través detodo el intervalo perforado.

Las barrenas de cortadores jos cuestan más,

pero perforan más rápidamente y duran másque las barrenas de conos giratorios en algu-nas formaciones duras y abrasivas.

7.4 Prueba de perforabilidad

Las pruebas de perforabilidad son realizadasTabla 5. Registro de prueba de perforabilidad(Ejemplo).

Numerode

Prueba

PSBton

Inicial

PSBton

Final

Revolucionespor minuto

(RPM)

Tiempo(Minutos)

1 10 8 100 5

2 8 6 100 33 6 4 100 6

4 10 8 80 7

5 8 6 80 4

6 6 4 80 8

para asegurarse de la óptima combinación depeso en barrena y velocidad rotaria para con-seguir la máxima velocidad de perforación. Ta-les pruebas deberán ser realizadas:

√ Al comienzo de perforar con una barrena √ Al encontrar una nueva formación √ Cuando ocurra una reducción en la veloci-dad de penetración

7.4.1 Procedimiento de la Prueba de Perfo-rabilidad y calibración

Procedimiento:Seleccione las condiciones de operación de la

barrena (RPM) y (PSB), con base a su experien-cia o consulte la tabla del fabricante o reco-mendaciones del representante técnico de lacompañía de servicio.Asegure el freno del malacate.Graque el tiempo de perforación para cadadecremento de peso de 2 ton en el indicadorde peso.Repita este mismo procedimiento para dife-rentes RPM Y PSB.Perfore con el PSB y las RPM que le dé el másrápido tiempo de perforabilidad.

7.5 Evaluación de desgaste de barrenastricónicas y calibración

7.5.1 Calibración

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Fig. 19. Calibración del diámetro.

La calibración en las barrenas, se realiza paramedir el desgaste que han tenido en el trans-curso de las horas-trabajo de éstas. El calibra-dor que se utiliza para las barrenas tricónicas

es una regla en forma triangular que mide eldesgaste de los conos.

En el caso de que no se cuente con un calibra-dor de fábrica, se utiliza una lámina de acero,en forma de anillo, con agarradera y una regla.El anillo deberá tener el diámetro de la barre-na que se va a usar. Este anillo se utiliza paracalibrar las barrenas de diamante policristalinoy las tricónicas.

Cuando la barrena es nueva el anillo deberáentrar ajustado. Cuando sale la barrena delpozo, se vuelve a medir indicando desgastecuando tenga juego el anillo calibrador, pro-cediendo a medir con la regla para determinarel desgaste en fracción de pulgadas que tuvola barrena.

La calibración de las barrenas es de mucha uti-lidad para saber el desgaste en el diámetro de

la misma, y así al meter la barrena nueva seevitará un acuñamiento de la sarta por reduc-ción del agujero.

La clasicación y evaluación subsecuentes delgrado y tipo de desgaste de una barrena usa-da, desempeña un papel muy importante en elproceso de perforación.

Si una barrena triconica tiene desgaste comolo muestra la Fig. 19 se puede calcular el diá-

metro reducido del agujero multiplicando eldesgaste por 2/3 que será el desgaste del diá-metro inicial.

Ejemplo 1

Diámetro reducido con un desgaste de 3/4”

DR = 3/4 x 2/3 = 6/12= 6÷12 = 0.5=1/2”

Ejemplo 2

Diámetro reducido con un desgaste de 3/8”DR = 3/8 x 2/3 = 6/24= 6÷24 = 0.250 =1/4”En este ejemplo se emplea un máximo pesosobre barrena de 10 ton y 100 revolucionespor minuto, obteniendo una mejor velocidadde penetración en la prueba número 2.

7.5.2 Desgaste para barrenas de dientes deacero y de insertos

A continuación se explican los códigos de des-gaste más usados y aceptados en el campo dela perforación.T0 = Diente nuevo.

T1 = Desgaste de 1/8 de la altura original del diente.T2 = Desgaste de 1/4 de la altura original del diente.T3 = Desgaste de 3/8 de la altura original del diente.T4 = Desgaste de 1/2 de la altura original del diente.T5 = Desgaste de 5/8 de la altura original del diente.T6 = Desgaste de 3/4 de la altura original del diente.T7 = Desgaste de 7/8 de la altura original del diente.T8=Desgaste total del diente.




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T6-B6-1/2” (dientes desgastados 3/4, baleromuy ojo y diámetro reducido ½”). Toda lainformación relacionada con las barrenas uti-lizadas en la perforación de un pozo de debe

anotar en un formato conocido como regis-tro de barrenas (o récord de barrenas) para suconsulta mediata o inmediata.

7.5.4 Código de desgastes para barrenas deinsertos

Los métodos para evaluar y codicar los des-gaste pueden ser tan sosticados como sedesee, pero es prudente tener en cuenta que

el objetivo de ellos es proporcionar informa-ción suciente para la selección adecuada delas barrenas que se utilizarán en los pozos fu-turos de la misma área. El o los métodos deevaluación y codicación de desgaste debenser claros y sencillos en su interpretación. Poreso se sugiere la nomenclatura siguiente paralas barrenas de insertos, con la advertencia deque puede ser modicada de acuerdo con lasnecesidades particulares de cada área, sin que

pierda por ello la sencillez de su interpreta-ción.

Estructura de corte observación general.

T2- Una cuarta parte de los insertos totales sehan desgastado, roto o perdido.T4- La mitad de los insertos totales se handesgastado, roto o perdido.T6- Tres cuartas partes de los insertos totalesse han desgastado, roto o perdido.

T8- La totalidad de los insertos se han desgas-tado, roto o perdido.

7.5.5 Sistema de rodamiento

Se observa y estima el porcentaje de vida de

Fig. 20. Código de desgaste de dientes.

NUEVO

T0

T1

T2T3 T4 T5

T6

T7

T8

7.5.3 Desgaste de baleros para barrenas dedientes de acero y de insertos.

El desgaste de los baleros debe considerarsetambién según la escala de octavos. Para ba-lero nuevo B0 y balero desgastado 100% B8.Cuando los baleros se atraviesan en la super-cie de rodamiento (pista) y traban el cono, seconsidera B6. Cuando uno o varios rodillos sehan quedado fuera del cono, se considera B8.Es decir:

B0 = Vida del balero desgastado 0.

B1 = Vida del balero gastado 1/8.B2 = Vida del balero desgastado 1/4 (todavíaajustados)B3 = Vida del balero gastado 3/8.B4 = Vida del balero gastado 1/2 (algo ojos).B5 = Vida del balero gastado 5/8.B6 = Vida del balero gastado 3/4 (muy ojos),trabados.B7 = Vida del balero gastado 7/8.B8 = Vida del balero gastado 8/8 (baleros per-didos y/o conos trabados):

Ejemplo:

T2-B4-Di (dientes desgastados 1/4, media vidade baleros, algo ojos, sin Desgaste en el ca-libre).

Unid

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rectángulos dan datos adicionales sobre lascaracterísticas del desgaste secundario de labarrena y las razones que obligaron a sacarladel pozo.

7.5.7 Aplicaciones de las barrenas de corta-

CALIBRE

HOMBRO

FLANCOCONO

CALIBRE

HOMBRO

TROMPA TROMPACONO FLANCO

HOMBRO

CALIBRE

CALIBRE

HOMBRO

TROMPACONOFLANCO

CONO

SIN

DESGASTE CORTADORDESGASTADO CORTADORROTO CORTADORPERDIDO FALLA DEADHERENCIA EROSIÒN(NO) (WT) (BT) (LT) (BF)

(ER)

SIN

DESGASTE

(NO)CORTADOR

DESGASTADO

(WT)

CORTADOR

ROTO

(BT)

CORTADORPERDIDO

(LT)

FALLA DEADHERENCIA

(BF)

Fig. 21. Características principales de desgaste.

Fig. 23. Cortadores de de cilindro.

Fig. 22. Cortadores de poste o de perno.

rodamientos, gastada en el cono que presenteel peor estado.

B2- Una cuarta parte de vida gastada.

B4- La mitad de la vida gastada.B6- Tres cuartas partes de la vida gastada.B8- Vida totalmente gastada

7.5.6 Evaluación de desgaste de las barre-nas PDC

Todas las barrenas de PDC que se han usado yse usan se clasican para determinar el gradodel desgaste resultante. Los sistemas de clasi-

cación son dos:

Sistema IADC de Clasicación de Desgaste ba-rrenas de Cortadores Fijos

Las barrenas se clasican mediante el sistemadesarrollado por la Asociación Internacionalde Contratistas de Perforación (IADC). En esesistema, el desgaste se divide en ocho partes(Tabla 6).

Los primeros cuatro rectángulos describen laestructura cortadora. Los dos primeros de-nen el grado de desgaste de los cortadores,en escala de 0 a8, a base de la cantidad deldesgaste comparada con el tamaño originaldel cortador. Mientras más bajo es el núme-ro, menor ha sido el desgaste. El rectánguloNo.1 representa los cortadores situados den-tro de los dos tercios del radio de la barrena.El No. 2 abarca los del tercio restante. El tercer

rectángulo describe la característica principaldel desgaste y el cuarto indica su localizaciónbásica en la barrena. El quinto rectángulo semarca siempre con una X para indicar que esbarrena de PDC, ya que se reere al estado delos cojinetes. En el sexto se anota la medidadel calibre (diámetro exterior). Los dos últimos

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Fig. 24. Esquema de barrenas de conos de rodillos.




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Tabla 6. Clasicación de desgaste de barrenas pdc y triconicas de la asociacion internacionalde contratistas de perforacion (IADC).

Estructura de corte B G Observaciones

Hileras interioresHileras

exterioresCaracterísticas del

desgasteLocalización

Cojinete s/sellos

Calibre1/16”

Otras característicasRazón parasacar unabarrena

Desgaste de los cortadores

0. Desgaste nulo

8. Estructura cortador inútil

CARACTERÍSTICAS DEL EMBOTAMIENTO

*BC= Cono roto

BF= Falla de pega

BT= Dientes/cortadores rotos

B U= Emb ollam ie nto

*CC= Cono agr ie tado

*CD= Cono arrastrado

*CI= Interferencia de cono

CR= Núc leo atora do

CT= Coradores astil lados

ER= Erosión

*FC= Desgaste plano de la cresta

PHC= Daño té rmico

JD= Daño por cha tarra

*L C= Perd ida de con o

L N= Perd ida de to be ra

LT= Perdida de cor tadores

NR= No se p ue de usar ma s

OC= Desgaste excéntr ico

PB= Barre na pinchad a

PN= Taponamiento de tobera

RG= Calibre redondeado

RO= Sin anillo

RR= Se puede usar otra vez

*SD= Daño del fa lcon

*SS= Desgaste de cortadores autoaflables

*TR= Rastreo

WO= Lavado de la barrena

WT= Dientes/cortadores desgastados

NO= Ninguna otra característica principal de embotamiento

*Claves de barrenas triconicas

Ubicación del desgaste

N= Trompa (hilera)

T= Flanco

S= Hombro

G= Calibre

A= Todas las áreas /hileras

M= Hilera del medio

H= Hilera del talón

Desgaste de los cojinetes

Cojinetes no sellados

0= Intactos

8= Totalmente desgastados

Cojinetes sellados

E= Sellos efectivos

F= Fallas de los sellos

X= Barrena de diamante PDC

Desgaste de calibre

1= Calibre pleno

1/16” = 1/16” De desgaste

2/16” = 21/16” De desgaste

Características del embotamiento

BHA= Cambio del conjunto de fondo

DMF= Falla de motor pozo abajo

DSF= Falla de la sarta de perforación

DST= Prueba de producción con la sarta de perforación

DTF= Falla de herramienta pozo abajo

LOG= Toma de registros (perflajes)

RIG= Reparación del equipo de perforación

CM= Acondicionamiento del lodo

CP= Punto de extracción de núcleo

DP= Tapón de la sarta de perforación

FM= Cambio de formación

HP= Problemas en el pozo

HR= Horas

PP= Presión de bombeo

PR= Régimen de penetración

TD= Profundidad total / para tr

TW= Tors ión

TW= Retorcedura

WC= Condiciones atmosféricas

WO= Lavado de la sarta de perforación

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de contratistas de perforación (IADC)


Hileras

Interiores

Hileras

Exteriores

Caract.

del desgaste Localización

Cojinete

s/sellos

Calibre

1/16”

Otras

caract.

Razón

de salida

1 1 WT A E I NO TW



Hileras

Interiores

Hileras

Exteriores

Caract.


Cojinete

s/sellos

Calibre

1/16”

Otras

caract.

Razón

de salida

0 0 NO A E I NO BHA



Hileras

Interiores

Hileras

Exteriores

Caract.


Cojinete

s/sellos

Calibre

1/16”

Otras

caract.

Razón

de salida

4 5 BT T X I ER DTF

Ejemplos de evaluación de barrenas de insertos tricónicas.

Ejemplos de evaluación de barrenas PDC.

01

6

2 3

4

5

ÀREA INTERIOR2/3 DEL RADIO

ÀREA INTERIOR1/3 DEL RADIO

Fig. 25. Esquema de desgaste de los cortadores.

Estructura decorte interior (todas las hileras

interiores)

Estructura de corteexterior (unicamentela hilera quedetermina el tamaño)

Cono 3

Cono 2

Cono 1

Fig. 26. Identicación de hileras de insertos.

Características principales de desgaste




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dores jos y características de diseño

Las barrenas PDC son altamente adecuadaspara formaciones blandas hasta medias-duras,

generalmente no-abrasivas, de composiciónhomogénea. Mejoras en la tecnología y en eldiseño han extendido el rango de formacionesque pueden ser perforadas con barrenas PDC,tales como Conglomerados, Rocas Cuarzosa,pedernal y Rocas Volcánicas.

En contraste, barrenas TSP y de diamantesnaturales, se desempeñan en formaciones demedia a dura, tales como, calizas, dolomitas,anhidritas y arenas suavemente abrasivas, are-

niscas duras intercaladas y lutitas o arcillas ce-nagosas quebradizas.

Las barrenas TSP y de diamantes naturales sonefectivas en formaciones más duras (medias aduras) y más abrasivas que las barrenas PDC,pero no son tan efectivas en formaciones másblandas.

Debido a su mecanismo cortante, la fuerza

cortante (desgarrado), opuestamente a la ac-ción de aplastamiento / excavación producidapor barrenas de conos, las barrenas PDC re-quieren considerablemente menos PSB.

Las barrenas de cortadores jos son conocidaspor un mejor desempeño en lodos con baseaceite que en lodos con base agua, en dondelas barrenas de conos, se afectan menos.

Cuando los parámetros de perforación son

optimizados para una formación dada, sepuede esperar una considerable mejora en lavelocidad de penetración cuando se compa-ra con barrenas de conos convencionales. Sinembargo, estas barrenas son mucho más carasque los diseños convencionales de barrenasde conos. Por estas razones se debe llevar a

cabo una evaluación económica general.

Las barrenas de cortadores jos también sonuna buena opción para las siguientes aplica-

ciones:

Altas velocidades de rotación

Muchas veces asociadas con el motor, peroparticularmente con turbinas debido a su in-capacidad de los sellos de los cojinetes de lasbarrenas tricónicas a tolerar altas velocida-des rotarias. Las barrenas de cortadores jostambién garantiza no dejar deshechos en elagujero.

Las barrenas de cortadores jos diseñadas es-pecícamente para aplicaciones con turbinas,son construidas con un perl prolongado, ge-neralmente parabólico con un ahusado máslargo y una nariz cerca del eje de la barrena.Esto permite el incremento de redundancia delos cortadores en áreas de alto desgaste.

Perforación de agujeros estrechos o de diá-

metro reducido (Slim Holes)Las barrenas de cortadores jos perforan másecientemente que las barrenas de conos, conpoco peso en barrena. Por esta razón las barre-nas PDC y de diamantes naturales son muchasveces preferidas para perforación con tuberíaexible, en donde la transferencia de peso a lacara de la barrena, es limitada.

Perforación direccional y horizontal

Cuando se requiere de peso reducido en la ba-rrena, para propósitos de perforación direccio-nal, las barrenas PDC pueden, una vez más, sermás efectivas que los diseños de barrenas deconos. Sin embargo, en ciertas formaciones,las barrenas PDC podrían producir demasiada

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torsión cuando la navegación está envuelta. Eneste caso, las barrenas de tres conos podríanser la opción preferente. Cuando se selecciónuna barrena de perforación PDC para una apli-

cación direccional, las siguientes característi-cas de diseño, deberán ser consideradas:

Tamaño del cortadorCortadores de PDC de menor diámetro, pro-ducen menos torsión reactiva que, digamos,cortadores de 19mm y de esta manera ayudana la estabilidad. En general los cortadores de13mm de diámetro y menores, son la opciónpreferente.

El uso de características reductoras de torsión,es de particular importancia cuando las barre-nas se meten junto con un motor de fondo, elcual se podría atrapar en caso de que la barre-na produjera demasiados recortes.

√ Orientación del CortadorAltos grados de inclinación hacia atrás enlos cortadores PDC, hacen el diseño debarrenas menos agresivo y por lo tanto

ayudan a mantener el control de la carade la herramienta.

√ Perl de la BarrenaUn perl de cara plana, incorporando uncono relativamente poco profundo con unquiebre alado desde la nariz del codo dela barrena, reduce la carga en puntos decortadores individuales, al permitir mejordistribución de PSB. Esto también reducela torsión y hace a la barrena, más nave-

gable.

√ Longitud del calibreLa longitud del calibre es muy importan-te cuando se selecciona una barrena paraaplicaciones direccionales. En caso de quemucha navegación sea requerida, enton-

ces una longitud de calibre pequeña de2.50 pulgadas o menos, proveerá mejorsensibilidad. Sin embargo, si se perforansecciones largas y horizontales, una barre-

na con una longitud de calibre fuertemen-te protegida y un poco más larga, podríaser preferida.

√ Características adicionales de diseñoCortadores de ampliación hacia delante (ohacia atrás): posicionados en el extremoinferior de la supercie del calibre, pro-veen acción cortante lateral adicional.

7.6 Barrenas bicentricas y ampliadoras

7.6.1 Concepto de sus usos:

1. La perforación de pozos esbeltos con diá-metros no convencionales de geometríade agujero.

2. No avance en la ingeniería de barrenasampliadoras hidráulicas.

3. TR’s de sacricio (16”, 11 7/8”, 11 ¾”) etc.

GeometríaCuando por accidente mecánico ó imprevistogeológico se requiere cementar una TR fuerade programa para poder llegar al objetivo conel diámetro requerido.

Fig. 27. Geometrías de las barrenas bicentricas.




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7.6.2 Aplicaciones de las barrenas bicéntri-cas y condiciones de operación

• Formaciones hidratables donde el riesgo

de atascamiento puede ser reducido per-forando un hoyo mayor.• Aumentar el espacio anular tubería de

revestimiento y agujero, perforando unagujero de mayor diámetro que el de latubería de revestimiento anterior para unamejor cementación.

• Profundizar un pozo debajo de la tuberíade revestimiento existente reduciendo co-rridas adicionales de barrenas ampliado-ras. Con esto se reduce el uso de barrenas

ampliadoras con partes móviles y se aho-rran viajes.

• Uso en pozos exploratorios permitiendo alos operadores más opciones para metertubería de revestimiento de mayor diáme-tro y como solución para casos de pérdidadel agujero.

Condiciones de operación

1. Dar mismo trato que una barrena PDC.2. No rotar dentro de la TR a menos que eldiseño de la barrena bicéntrica lo permita.

3. Velocidad de perforación controlada aun-que pueda perforar 1 a 2 minutos por me-tro se recomienda perforar a más o me-nos 5 minutos o acordar velocidad con lacompañía.

4. Estas barrenas “Perforan y Amplían” si-multáneamente no son ampliadoras.

5. No colocar estabilizadores cerca de la ba-

rrena.6. Aplicar la hidráulica de acuerdo al máximo

diámetro de la barrena.

7.6.3. Barrenas ampliadoras

Además de las barrenas diseñadas para lasoperaciones de perforación normales, existen

otras barrenas diseñadas especícamente paraoperaciones especiales.

Ciertas barrenas especiales llamadas amplia-doras son utilizadas con barrenas convencio-nales colocadas debajo de éstas para perforaragujeros de diámetro pequeño.

La barrena inicial perfora el agujero y las ba-rrenas ampliadoras aumentan el diámetro delagujero perforado.

7.7 Recomendaciones operativas para elmanejo y cuidado de las barrenas PDC

Las siguientes recomendaciones generales de-ben tomarse en cuenta para evitar daños a lasbarrenas antes de operarlas, teniendo en men-

te el lograr siempre el máximo rendimiento

Preparación del agujero. Es muy importan-te evaluar el desgaste de la barrena que saliópara determinar:

Fig. 28. Tipos de barrenas ampliadoras.

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• Daño por chatarra, pérdida de cortadoresó dientes y pérdida del calibre.

• Realice un viaje de limpieza si es necesa-rio.

• Si desea rebajar accesorios con barrenasde cortadores jos, asegúrese de que elequipo de otación de la TR sea moliblecon barrenas PDC.

Preparación de la barrena

• Utilice una base de hule o de madera paracolocar la barrena mientras la inspecciona.

• Inspeccione la estructura de corte paradeterminar daño prematuro.

• Inspeccione el interior de la barrena enbusca de objetos extraños.

• Verique que contenga la información in-dicada en el piñón y que cumpla los es-tándares API.

• Verique que las toberas requeridas esténperfectamente colocadas y que sean deltipo adecuado a la marca de barrena.

Conectando la barrena

• Maneje la barrena con cuidado, coloque labarrena sobre un trozo de hule o madera.

• Ajuste la canasta para apretar la barrena.Utilice la adecuada de acuerdo al tipo ydiámetro de barrena. Nunca utilice herra-mientas hechizas.

• Limpie y engrase el piñón.• Baje con cuidado la sarta y alinee las ros-

cas.• Coloque la barrena, la canasta y la sarta en

la rotaria y aplique el torque recomenda-do.

Viajando hacia el fondo

• Elimine la canasta de apretar y baje concuidado la barrena dentro de la rotaria.

• Cuando pase a través de los preventores,zapatas y bocas de liner, mantenga unavelocidad de 2 m/min.

• Tenga en cuenta puntos de arrastre detec-

tados durante el viaje anterior.• Si tiene necesidad de repasar, se reco-mienda a 0.5 ton y 35 rpm. El uso de con-diciones mayores dañará prematuramen-te la estructura de corte y el sistema derodamiento. recuerde: las barrenas no es-tán hechas para repasar.

• Viaje con cuidado a través de patas de pe-rro, reducciones de agujero, severidades.

• Circule a pleno gasto y rote de 40 a 60rpm los tres últimos tramos antes del fon-

do.• Acérquese lentamente al fondo, verique

el indicador de peso y el indicador de tor-que.

• Levántese 0.5 m del fondo.• Circule de 5 a 10 min antes de iniciar la

preparación del agujero a la nueva barre-na

Preparación del fondo

• Baje la barrena a pleno gasto.• Establezca el patrón de la nueva barrena

usando de 40 a 60 rpm y de 1 a 2 ton dePSB.

• Verique las emboladas de la bomba y re-gistre la presión de bombeo.

• Inicie la perforación con las condicionesindicadas y perfore al menos 1 metro.

• Incremente el PSB en intervalos de 1 ton.Hasta alcanzar el peso deseado.

• Incremente la velocidad de rotación al va-lor deseado.

Perforando

• Establezca correlación para identicar in-tervalos abrasivos, reduzca las rpm para




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evitar daño prematuro a la estructura decorte. Para el caso de barrenas de corta-dores jos, incremente el gasto y reduzcael PSB.

• Realice pruebas de perforabilidad repeti-damente para establecer un patrón de ve-locidad de penetración constante. El usode PSB y RPM constantes a través de cual-quier tipo de formación dañará prematu-ramente la barrena.

• Después de hacer conexión: Inicie la bom-ba al gasto deseado en incrementos de 20epm. Verique la presión de bombeo y re-gístrela.

• Regrese con la barrena al fondo y a 0.5 m

circule a gasto completo de 5 a 10 min.• Reinicie la perforación de acuerdo a lo in-

dicado en el inciso de preparación.• Nunca golpee la barrena en el fondo.

Viajando fuera del fondo al término de lavida de la barrena:

• Circule a pleno gasto el tiempo necesariopara limpiar el pozo.

• Levante la barrena del fondo teniendo encuenta el arrastre de la sarta. Note cam-bios bruscos para evitar atrapar la sarta.

• Reduzca la velocidad al pasar por reduc-ciones, bocas de liner y preventores.

• Desconecte la barrena de la sarta siguien-do las mismas recomendaciones indica-das para conectarla.

Evaluación del desgaste

• Coloque la barrena con la estructura decorte hacia arriba.• Lave la barrena y elimine formación adhe-

rida. Nunca golpee la barrena para elimi-nar restos de formación.

• Evalué el desgaste de acuerdo al códigode 8 dígitos. Tenga en mente que es el

único indicio de lo que hay en el fondo.• Establezca el siguiente tipo de barrena en

función de las condiciones imperantes de:litología y desgaste.

7.8 Problemática y soluciones en el campo

Problemas más comunes en las barrenastriconicas:

• Barrena embolada.• Desprendimiento de toberas.• Desgaste prematuro en la barrena.• Toberas tapadas.• Desprendimiento de conos.

Causas y soluciones

Barrena embolada, esto sucede cuando seestá perforando en formaciones suaves (luti-tas), con exceso de peso, limpieza insuciente.Cuando una barrena embolada se sigue ope-rando se planchan los conos.

Recomendaciones prácticas para desembo-

lar una barrena• Suspenda la rotación.• Cargue de 5 a 10 toneladas sobre barrena

en el fondo.• Mantenga el bombeo constante durante 5

minutos.• Aplique leves giros de rotaria, para ayudar

al desprendimiento arcilla en los cortado-res de la barrena.

• Levante la sarta 2 a 5 m arriba del fondo y

aplique alta rotación para lavar la barrena.• Reanude la perforación aplicando el míni-mo peso, alta rotación y óptimo gasto.

Desprendimiento de toberas: esto puede su-ceder por las siguientes causas.

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Candados o seguros en mal estado

Por lavarse por presión al utilizar lodos con altocontenido de sólidos abrasivos o arenas. En un

desprendimiento de tobera se reeja un de-crecimiento de presión inicial el cual persistesin incrementarse. Al observar un decrementode presión verique primeramente el equiposupercial para descartar cualquier anomalía.

Si el equipo supercial está en condiciones yla pérdida de presión no se incrementa, puedecontinuar perforando en caso de que la pér-dida de presión se incremente, suspenda deinmediato la perforación y saque para revisar

la sarta.

Desgaste prematuro de la barrena

Puede ser ocasionado cuando se utiliza unabarrena inadecuada para la formación que seestá perforando.

Cuando se perforan formaciones abrasivas,esto ocasiona agujeros de diámetro reducido

que obligan a repasar el intervalo perforado.Al bajar con una barrena nueva (a pleno ca-libre) si no se toma en cuenta esta condiciónpuede ocasionar un acuñamiento de la sarta.

Nota: En formaciones abrasivas se recomiendausar barrenas con protección al calibre.

Toberas tapadas

Esta condición de toberas tapadas se puede

dar.

• Cuando existe alto contenido de sólidosen el sistema.

• Cuando se recirculan materiales extrañosen el uido de perforación (grava grue-sa, pedacearía de madera, papel, plástico,

etc.)• Al no utilizar los cedazos en las salidas de

descarga de las bombas.

Desprendimiento de conos: la falla de los co-nos de la barrena con el siguiente desprendi-miento de los mismos ocurren por el desgasteexcesivo de los baleros cuyas causa principalesson:

• Horas excesivas de rotación.• Pesos aplicados sobre barrena altos.• Erosión por sólidos en el uido de perfo-

ración.• Erosión por gastos excesivos de circula-

ción.

• Corrosión por la presencia de compuestosde azufre en el lodo.




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Tabla 7. Problemas, causas y posible soluciones de barrenas tricónicas.

Condición delDesgaste

Posible Causa Posibles Soluciones

Desgaste excesivode los cojinetes

• Velocidad excesiva de rotación.• Tiempo excesivo de rotación.• PSB excesivo.• Exceso de arena en el sistema de

circulación.• Sartas sin estabilizadores.• Tipo de barrena inapropiado.

• Disminución de RPM• Reducción de las horas de rotación• PSB más ligero• Remoción de arena del sistema circulatorio• Estabilización de la sarta.• Uso de un po de barrena para formaciones más duras y

con una estructura de cojinetes más fuerte.

Quiebre excesivode dientes

• Tipo inapropiado de barrena.• Procedimiento de arranque

inadecuado para la barrena nueva.• PSB excesivo

• Uso de un po de barrena para formaciones más duras ycon una mayor candad de dientes.

• Uso del procedimiento de arranque apropiado para lanueva barrena

• PSB más ligero

Desgastedesbalanceado dedientes

• Tipo inapropiado de barrena.• Procedimiento de arranque

inadecuado para la barrena nueva

• Uso de po diferente de barrena basado en las lasde dientes que están excesivamente desgastados en labarrena embolada.

• Uso apropiado de procedimiento de inicio para perforar

con la nueva barrena

Desgaste excesivode dientes

• Velocidad excesiva de rotación.• Tipo de barrena inapropiado.• Uso de un po de barrena con

dientes sin recubrimiento

• Disminuya la velocidad de rotación• Ulice un po de barrena para formaciones más duras y

con una mayor candad de dientes.• Use un po de barrena que tenga dientes recubiertos

Erosión de dientesy conos

• Gasto excesivo.• Exceso de arena en el sistema de

circulación

• Ulizar gasto ópmo.• Remoción de arena del uido de circulación.

Conos achatadosdebido alembolamiento

• PSB. excesivo• Tipo inapropiado de barrena.• Gasto insuciente

• PSB más ligero• Use un po de barrena para formaciones más blandas

con dientes más espaciados Incremente tasa de ujo

Excesiva

disminución de

calibre

• Tipo inapropiado de barrena

• Tiempo excesivo de rotación

• Use una barrena que tenga mayor protección al calibre

• Reducción de horas de rotación

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Tabla 9. Apriete de barrenas.

Tabla 8. Problemas, causas y posibles soluciones de barrenas de cortadores jos.

Condición del Desgaste Posible Causa Posibles Soluciones

Cortadores pulidos• Rotando en una formación dura sin

perforar

• Adicione PSB o seleccione una barrena

con diamantes / cortadores más

pequeños

Cortadores rotos ò

asllados

• Estabilización inadecuada

• Vibraciones anormales

• Arranque inadecuado

• Presencia de chatarra en el fondo

• Corrija la estabilización

• Reduzca la vibración, cambiando las RPM

• Corrija procedimiento de arranque.

• Efectuar viaje de Limpieza.

Cortadores quemados

(aplanados)• Enfriamiento inadecuado

• Incremente el gasto de circulación para

mejorar el enfriamiento

Barrena quemada

• Sobrecalentamiento como resultado de

taponamiento y / o embolamiento.

• Gasto inadecuado

• Cuide que exista la hidráulica apropiada.

• Ulizar gasto ópmo.

Perdida de Calibre

(Tamaño)

• Largos intervalos ampliados

• Enfriamiento inadecuado

• Presencia de chatarra en el fondo.

• Reducir las RPM y el peso sobre la

barrena.

• Opmizar gasto.

• Efectuar viaje de Limpieza.

Daños por desechos • Desechos en el agujero• Efectuar viaje de Limpieza con barrena

triconica y canasta chatarrera.

Diámetro de BNA Piñón API Apriete LB/PIE

3 ¾”- 4 ½” 2-3/8” Reg. 3000-350045/8”-5” 2-7/8” Reg.. 6000-7000

51/8”-73/8” 3 ½” Reg. 7000-900075/8”-9” 4 ½” Reg. 12000-160009 ½”-26” 6-5/8” Reg. 28000-3200014 ¾”-26” 7-5/8” Reg.. 34000-40000

26”-36” 8-5/8 Reg. 40000-60000




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7.9v Selección de una barrena tricónica o decortadores jos (pdc) para perforar

Criterios de selección de barrenas

Ahora usted conoce los diferentes tipos de ba-rrenas y cortadores.Es de suma importancia laselección de barrena para perforar con la na-lidad de optimizar los tiempos de perforación.A continuación mencionaremos algunos crite-rios que deberá de considerar para la selecciónde la barrena adecuada para la perforación delpozo optimizando los recursos.

Objetivos de perforación

Para el proceso de selección es fundamentalconocer los objetivos de perforación, que in-cluyen todo tipo de requisitos especiales delpersonal para perforar el pozo. Esta informa-ción ayudará a determinar las mejores caracte-rísticas de la barrena que requiere la aplicacióny a concentrar sus esfuerzos en satisfacer lasnecesidades de PEMEX y sus requisitos de per-foración.

Rendimiento. Uno de los principales objetivosdel personal técnico es perforar el pozo en elmenor tiempo posible. Esto signica orientarla selección de barrenas hacia la búsqueda deltipo que más duración tenga; se busca princi-palmente la máxima cantidad de metros en untiempo de rotación aceptable, eliminando asíel costoso tiempo del viaje.

Direccional. El tipo de pozo direccional es un

criterio importante cuando se deben de selec-cionar las características de las barrenas ya seatricónicas o de diamante. Una ventaja especí-ca de las barrenas de diamante es su granalcance y sus posibilidades para perforar ensentido horizontal. Estos tipos de pozos, porlo general, tienen secciones homogéneas muy

prolongadas que son óptimas para las aplica-ciones con barrenas de diamante. La densidadde los cortadores, la cantidad de aletas, el con-trol de la vibración y el calibre de la barrena

son, todos ellos, parámetros de selección fun-damentales cuando se estudian las aplicacio-nes direccionales.

Economía. El medio ambiente económico esun factor fundamental para la aceptación delos diseños con diamante, siempre y cuandolos análisis de costos así lo determinen; encaso contrario se debe seleccionar barrenastricónicas.

Análisis históricos

Un análisis objetivo de los pozos de correla-ción (pozos offset) ofrece la oportunidad decomprender las condiciones en el fondo delpozo, las limitaciones de su perforación y enalgunos casos la adecuada selección de barre-nas. Los análisis históricos comienzan con unacolección de registros o récord de barrenas einformación relacionada con el pozo.

Se debe tener la precaución de que los regis-tros de barrenas sean representativos de loque será perforado en el pozo objetivo. La in-formación también debe ser actualizada y re-ejar los tipos de barrenas recientes, es decir,de menos de dos años de antigüedad.

Por supuesto, esto no es posible en el caso depozos de exploración o en los pozos de cam-pos más antiguos que no han sido perforadosrecientemente. En estos casos, se dependerá

principalmente de la información geológica ydebería considerar el primer pozo como unareferencia para las recomendaciones de lasaplicaciones futuras.El análisis de los registros de las barrenas pue-de ofrecer datos de gran valor si éstos se re-gistran en forma precisa y completa.

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Coeciente de penetración típico. El coe-ciente de penetración es una indicación dela dureza de la roca; no obstante una selec-ción inadecuada de la barrena puede ocultar

las características de dureza de la roca. Estoes particularmente válido cuando se elige unabarrena demasiado dura para una aplicación.La barrena más dura, debido a la densidad desus cortadores o la proyección de sus dientes,tiene un límite superior de coeciente de pe-netración determinado por su diseño. Por logeneral, a medida que se perfora más profun-do, se espera utilizar barrenas cada vez másduras. El análisis de la resistencia de las rocas,ha revelado que este paradigma no siempre

es válido y, en muchos casos, las barrenas másblandas pueden utilizarse con éxito en las par-tes más profundas del pozo.

Fluidos de perforación. El tipo y la calidad deluido de perforación que se utiliza en el pozotienen un efecto muy importante en el rendi-miento de la barrena. Los uidos de perfora-ción con base aceite mejoran el rendimientode las estructuras de corte de PDC; el rendi-

miento del diamante natural y del TSP varíasegún la litología. El uido de perforaciónbase agua presenta más problemas de limpie-za debido, en gran parte, a la reactividad delas formaciones a la fase acuosa del uido deperforación. Los record pueden determinar lavariación y el nivel de efectividad de los uidosde perforación que se usan en el campo.

Energía hidráulica. La energía hidráulica, dela cual el régimen de surgencia es un compo-

nente integral, proporciona la limpieza y en-friamiento a la barrena. Se reere en términosde caballos de fuerza hidráulica por pulgadacuadrada (“hydraulic horse power per squareinch”, HSI) de supercie en todas las seccio-nes del fondo del pozo. Los análisis históricosmostrarán los parámetros comunes utilizados

en el campo y qué oportunidades existen parauna mejor utilización de la energía hidráulicapor medio de la selección de las barrenas ode los parámetros de operación. Las barrenas

de diamante deben funcionar de acuerdo conescalas hidráulicas especícas para asegurarsu eciente limpieza y enfriamiento. Los re-gímenes de surgencia insucientes y el índicede potencia hidráulica (HSI) afectan el enfria-miento y pueden provocar daños térmicos enla estructura de los cortadores. La falta de lalimpieza sólo hará que la barrena se embole,lo que provocará un rendimiento deciente onulo. Existen diseños de barrenas que aliviaránparcialmente algunas de estas condiciones,

pero para alcanzar un rendimiento óptimo sedeben utilizar los mejores parámetros de hi-dráulica en las aplicaciones de barrenas dediamante.

Énfasis en los costos. Indica la sensibilidaddel personal con respecto al costo. La mayoríade las veces esto se traduce en barrenas demenor precio. Los Ingenieros de diseño y ope-ración deben tomar en cuenta el número de

oportunidades que afectan los costos de unpozo y que dependen del tiempo. Se debe re-cordar siempre que esto mejoraría si se selec-ciona una barrena de perforación de alta cali-dad. La barrena debe tener las cualidades quesatisfagan las necesidades de aplicación de lacompañía perforadora sin aumentar indebida-mente su costo. Una barrena de diamante quepueda volver a utilizarse da lugar a costos másbajos de perforación. Así la compañía perfo-radora tendrá la oportunidad de utilizar un

producto de alta tecnología que, en otro caso,sería una situación económica marginal.

Restricciones de perforación. Los paráme-tros operativos deben corresponder a unaescala aceptable para que una barrena dediamante ofrezca los mayores benecios. Por




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lo general, los parámetros que no se corres-ponden con escalas reducirán la eciencia delcosto del producto. Cuando se encuentran es-tas situaciones se debe considerar una barrena

de roles. Por el contrario, algunas restriccionesbrindan oportunidades para seleccionar unabarrena de diamante.

Limitaciones de peso sobre barrena. Cuan-do se encuentran situaciones de PSB limitado,una estructura de corte eciente como un PDCtiene posibilidades de ofrecer un mayor Ritmode Penetración (ROP) que una barrena de ro-les.

Escalas de revoluciones por minuto (RPM).La velocidad que el personal técnico esperautilizar en la barrena, indica los parámetrosde vibración y resistencia al desgaste que senecesitarán para mantener un desgaste parejo de la barrena y prolongar su duración. Lasbarrenas de diamante se pueden utilizar mejorque las barrenas de roles a altas velocidadesde rotación.

Formaciones modulares. Las formaciones depirita y conglomerados se denominan común-mente formaciones modulares. Por lo general,en este tipo de formaciones no se puede utili-zar la mayoría de las barrenas de diamante de-bido al daño por impacto en la estructura desus cortadores. Sin embargo, existen estructu-ras de corte que pueden perforar ecazmenteen estas aplicaciones.

Ampliación. Si se planican más de dos horas

de operaciones de ampliación, se debe con-siderar seriamente la corrida de una barrenade roles. El ensanche excesivo puede dañar lasupercie del calibre de una barrena de dia-mante porque las cargas de la barrena se con-centran en una supercie muy pequeña. Lavibración lateral también se debe considerar.

La estructura de corte está sólo parcialmenteengranada y, por tanto, hay escasas oportuni-dades, o ninguna, para que las característicasdel diseño de la barrena puedan funcionar.

Pozos profundos. Estos pozos pueden re-sultar en una cantidad desproporcionada detiempos de viaje con respecto al tiempo deperforación. Como resultado, la eciencia deperforación es extremadamente reducida.Se debe considerar una barrena de diaman-te para ofrecer mayor duración de la barrena(menos viajes) y una mejor eciencia generalde la perforación.

Pozos de diámetro reducido. Si el pozo tienemenos de 6 ½ pulgadas, se necesita una re-ducción física del tamaño de los cojinetes entodas las barrenas de roles. Estas limitacionesrequieren una reducción de PSB, que resul-tará en un mayor coeciente de penetración.Se debe considerar una barrena de diamantepara aumentar el coeciente de penetración ypara permanecer en el pozo durante periodosprolongados.

Aplicaciones con motores. Algunos motoresdentro del pozo funcionan a altas velocida-des (a más de 250 R.P.M.). Las excesivas R.P.Maumentan la carga térmica en los cojinetes yaceleran las fallas de la barrena. Se debe con-siderar una barrena de diamante, que no tienepartes móviles, para optimizar las R.P.M y losobjetivos de perforación.

Atributos del medio ambiente

Para lograr una selección total de barrenas parael pozo que se va a perforar es necesario anali-zarlo por secciones que se puedan manejar. Elmás evidente es, por supuesto, el diámetro delpozo. Luego se podrá subdividir cada seccióndel pozo en intervalos con atributos comunes

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respecto a su medio ambiente. El rendimientoeconómico es una función del costo operativo,el costo de las barrenas, el coeciente de pe-netración y el intervalo perforado.

Los atributos del medio ambiente puedendividirse según categorías de parámetros encuanto al tipo de roca, medio ambiente y ope-rativos. Un análisis detallado de cada una deestas categorías indicará los parámetros indi-viduales de selección de barrenas tricónicas ode diamante. En formaciones en donde pue-den perforar las barrenas de diamante con rit-mos de penetración mucho mayores que lasbarrenas tricónicas es indiscutible su utiliza-

ción. Debido a lo anterior en los últimos añoscuando se selecciona una barrena, antes quenada se hacen estudios para seleccionar las dediamante.

Tipo de roca. Si se cuenta con datos precisossobre las formaciones que deberán perforarseen el intervalo objetivo, se podrá seleccionarcon más facilidad la estructura óptima de cor-te y la densidad que requiere la aplicación, ya

sea barrena tricónica o de diamante.Litología. Por lo general, la información litoló-gica es la primera que se necesita para deter-minar la mejor selección. Denidos los tiposde rocas se asocian más con la mecánica decorte de las barrenas de diamante. Sin embar-go, para las aplicaciones de diamante quizássean aún más importantes los tipos litológicosdesfavorables, que seguramente provocaránfallas graves. El tipo de roca ayuda a determi-

nar el tipo de corte necesario para vencer suresistencia: corte, surcado o molido.

Características litológicas. Denen aún máslos parámetros de selección para la barrenauna vez que se eligió. Para las barrenas de dia-mante indican la densidad requerida para los

cortadores, la conguración hidráulica y per-miten estimar la duración de la barrena y sucoeciente de penetración.

De transición. Indica cambios en la dureza dela formación del intervalo objetivo. Provocarácargas disparejas en el perl de la barrena através de la transición. Las vibraciones axiales,de torsión y laterales son, posiblemente, fac-tores en este medio ambiente. La calidad y ladensidad especícas de los cortadores consti-tuirán el criterio de selección.

Homogeneidad. Indica la consistencia de laformación. Existe más exibilidad de selección

con respecto a características agresivas de labarrena, como menor densidad de los corta-dores. Para las barrenas tricónicas sólo bastaescogerlas de acuerdo con la dureza de la roca.

Interestraticación. Esta característica se re-laciona con las formaciones de transición eindica cambios en la litología del intervalo enestudio. Se deberá considerar la selección detipos especícos de cortadores o dientes, así

como su calidad y densidad.Fracturados o modulares. A este indicadorse le debe prestar mucha atención. Es unasituación de alto impacto para la cual, por logeneral, no se recomiendan las barrenas dediamante. Sin embargo, determinadas estruc-turas de corte, como las barrenas de diamantenatural con jaciones dorsales y las barrenasimpregnadas, pueden perforar ecazmente enestas aplicaciones.

Tendencias de desviación. Normalmente estose relaciona con formaciones de buzamiento yperforación de transición. El tipo de calibre esel criterio de selección fundamental para estasaplicaciones.




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Vibración. La vibración en el proceso de per-foración ha demostrado tener una funciónfundamental en el rendimiento y la duraciónde las barrenas de perforación. En realidad,

el control de las vibraciones forma, en la ac-tualidad, parte integral de la tecnología y eldiseño de las barrenas. Existen parámetros deselección de barrenas que se reeren especial-mente al control de la vibración. La selecciónde calibre también desempeña una funciónimportante para determinar el nivel de controlde la vibración de acuerdo con el diseño debarrena ya sea tricónica o de diamante.

Selección por medio de registros geofísi-

cos. Los registros geofísicos de los pozos sonuna importante fuente de información sobrelas características de las formaciones que seperforan en un pozo. Existe una gran variedadde registros, cada uno diseñado para medir di-ferentes propiedades de las rocas.

Algunos de estos registros son utilizadoscuando se evalúa principalmente una aplica-ción de barrena de diamante. Los registros ne-

cesarios son: neutrones, rayos gamma, sónicoy densidad. A continuación se describe cadauno de ellos, como complemento de la infor-mación obtenida en el tema 6 (Ingeniería deyacimientos)

Registro de neutrones. Mide la capacidad delas formaciones para atenuar los ujos de neu-trones. Puesto que la masa atómica esta muycercana al hidrógeno, los neutrones no puedenuir fácilmente a través de formaciones que

tengan alto contenido de hidrógeno, lo cualpermite medir el hidrógeno de la formación.Esta medida se puede usar para computar laporosidad de la formación. (Gráca de Fig. 29)

Registro de rayos gamma. Detecta el gradode radiación gamma natural que emiten las

formaciones. Esto permite identicar los inter-valos de lutita que emiten altos niveles de ra-diación. El registro diferencia las lutitas de lasareniscas y de los carbonatos y es lo bastante

preciso para detectar lechos delgados de luti-tas y arcillas. (Figura 26).

Registro sónico

Depende de la propagación de las ondasacústicas a través de la formación. Las ondas

las genera un transmisor situado en la herra-mienta. Receptores, también puestos en la he-rramienta, vigilan las ondas de retorno y cal-culan el tiempo de desplazamiento. Mientrasmás corto sea el intervalo entre la emisión yla recepción de las ondas, más densa es la for-mación. (Fig. 30)

Fig. 29. Registro de rayos gamma.

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Registro de densidad

Mide la densidad en masa de la formación. La

herramienta de registro tiene una fuente derayos gamma y algunos detectores. Forma-ciones de baja porosidad dispersan los rayosgamma y así pocas logran ser detectadas porla instrumentación de la herramienta. Las for-maciones de alta porosidad tendrán menorefecto de dispersión que los rayos, y así logranque mayor cantidad llegue a ser detectada.(Fig. 26).

Análisis de resistencia a la compresión

Es un método cualitativo, relativamente nue-vo para calcular la dureza de la roca, muy útilpara determinar cuándo se debe usar barrenasPDC. Antiguamente, el análisis de la dureza delas rocas se basaba en el uso de registros de lavelocidad de las ondas sonoras, obtenidos de

registros sónicos, como medio para reempla-zar la medición directa o el cálculo de la dure-za. Recientemente se han desarrollado progra-mas para obtener el valor correspondiente a la

resistencia a la compresión de rocas no con-nadas (a presión atmosférica), usando la infor-mación de la velocidad sónica para computarun valor correspondiente a la naturaleza de laroca no connada. Aunque este enfoque esmejor que el de usar directamente las veloci-dades sónicas, el cálculo de la dureza de rocasno connadas así obtenido es frecuentemen-te más bajo que el de las rocas comprimidas(connadas) que se perforan. La resistencia dela roca es su dureza a presión atmosférica.

Algunas compañías de barrenas han desarro-llado un programa de cómputo que ayuda aseleccionar barrenas PDC. Los datos de losregistros se introducen en dichos programasen código ASCII. Esta información es la basepara calcular la resistencia a la compresión dela roca a condiciones de fondo. Estos progra-mas denen con mayor precisión la dureza dela roca en lo referente a su dureza connada,valor que se aproxima a la dureza de las for-

maciones en el fondo del pozo.Los programas utilizan los registros sónico y derayos gamma, así como gran número de datosde ingreso de registros del lodo. Dentro de laescala de litologías, para la cual son válidoslos programas, la dureza de las rocas se pue-de determinar con más precisión. El programagenera grácos, en formato de registros, quemuestran trazas de los datos originales de losregistros del lodo, la litología interpretada porlas computadora, los valores calculados de la

resistencia de la roca connada y otros datosopcionales sobre las características mecánicasde la roca.( Fig. 31)

Fig. 30. Registro RG y porosidad.




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Con el n de tener un panorama de cómo fun-cionan los programas de cómputo para obte-ner la resistencia de las rocas a partir de losregistros antes mencionados, presentamos elsiguiente diagrama de ujo.

Selección en función de la Formación que seva a PerforarLa primera y más importante tarea para selec-cionar y utilizar una barrena en una aplicación

especíca es realizar la completa descripciónde las formaciones que se han de perforar. Elconocimiento de sus propiedades físicas pue-de demostrar algunos indicativos sobre el tipode barrena que se debe seleccionar en interva-los determinados.Si la formación es muy elástica, tiende a defor-marse cuando se comprime en lugar de frac-turarse. Aunque la roca tenga resistencia a lacompresión relativamente baja, es posible quela barrena no genere recortes fácilmente.

En estas situaciones cuando se perfora con ba-rrenas PDC se recomienda cortadores grandes.Las barrenas PDC se desarrollaron primordial-mente para perforar formaciones sedimenta-rias blandas a medianas que antes se perfo-raban con barrenas de dientes fresados y conbarrenas con insertos de carburo de tungste-no. En estas formaciones blandas, las barrenasPDC han logrado ritmos de penetración hastatres veces más altos que con barrenas de ro-

dillos.El incremento de los ritmos de penetración sedebe al mecanismo de corte por cizallamientode las barrenas PDC, a su más larga duraciónefectiva, a la resistencia de los diamantes a laabrasión y al hecho de que las barrenas PDCcarecen de piezas móviles que puedan fallar.En las Tablas 7, 8 y 9 se proporcionan una guíapara seleccionar una barrena tricónica o PDCpara perforar.

Ahora usted tiene un mayor conocimiento, paraseleccionar la barrena adecuada de acuerdo alas características y condiciones de su pozo.

Fig. 31. Dureza de las rocas por registros.

Diagrama 1. Diagrama de ujo para obtención deresitencia de las rocas.

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Fig. 31. Dureza de las rocas por registros.

Clasifcación

de labarrena

Tipo debarrena

Descripción de laformación o roca

Estructuracortadora

Excentricidad oángulo de conos

Tamaño de losbaleros y espesor de

la concha

Acción cortadora

Astillado

Triturado

Rascado

Raspado

Formación

suave

111,114,

116 121,

124, 126.

Formaciones blandas que

tengan poca resistencia

compresiva y altaperforabilidad (lutitas

suaves arcillas, lechos

rojos, sal, calizas suaves,

formaciones no consollda

das, etc.)

Dientes largos y

muy espaciados

para penetraciónprofunda; se utiliza

al diseño de dientes

interrumpidas para

limpieza efciente

menor acero en

el fondo, dando

por resultados

v e l o c i d a d e s

de penetración

mayores.

Excentricidad en los

conos máxima y ángulo

de cono diseñado paragenerar una acción

da rascado-raspado

así como agitación

y alta velocidad

de penetración en

formaciones suaves.

Generalmente baleros

pequeños, conchas de

cono delgadas para permitirdientes más largos para

generar velocidades de

penetración mayores.

Formación

Media suave

131.134

136,211,

214,216.

Formaciones suaves ó

medias ó estratos suaves

intercalados con estratos

más duros: (lutitas

frmes, no consolidadas

ó arenosas, lechos rojos,

sal, anhidrita, calizas

suaves, etc.).

Formación

Media dura

221, 224,

226, 231,234, 236,

241, 244,

244.

Formaciones medias

a medias duras (lutitasduras, lutitas arenosas

estratos de lutitas

alternados con estrato da

arenas y calizas, etc.

Dientes de longitud

media, menosespacia dos, para

penetración de

diente combinado

con mayor

resistencia a la

ruptura. Algunos

diseños con dientes

interrumpidos para

menor acero en el

fondo y velocidades

de penetración

mayores.

Excentricidad media

y ángulos de cono,para acción combinada

de rascado-raspado,

triturado y astillado.

Baleros y espesor de

conchas medias para cargassobra barrena semipesados

.

Formación dura 311,314,

316,321,

324,326,

341,344,344.

Formaciones medias

duras, duras abrasivas

a duras (rocas de alta

resistencia compresiva,dolomitas, caliza dura,

lutita dura, etc.).

Dientes cortos,

cercanamente

espaciados para

acción triturantecon una máxima

resistencia a la

ruptura.

Rodillos rectos para

acción de astillado

triturado sin raspado

en formaciones durasó formaciones con

alta resistencia a la

compresión.

Baleros grandes y

conchas da cono gruesas

para

cargas pasadas necesariaspara vencer formaciones

duras.




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Tabla 10. Características de diseño, construcción y funcionamiento de las barrenas de dientes de aceromaquinado.

Clasifcación de laBarrena

Tipo deBarrena

Descripción de laFormación óRoca

EstructuraCortadora

Excentricidady Ángulo deCono

Tamaño de losBaleros yEspesor de laConcha

Acción Cortadora

Formación Medio

Suave

511, 514,

516 521,

524, 526

Suaves no

consolidadas baja

resistencia a la

compresión y alta

perforabilidad tales

como

arcillas, lutitas,

sal, etc. De

intervalosconsiderables.

Insertos

blandos:

insertos en

forma de

dientes de

extensión

máxima.

Insertos

blandos

proveen acción

rascadora y

raspadora.

Los insertos

blandos proveen

conchas de cono

más delgadas

y baleros más

pequeños.

Principalmente

rascado-raspado

con un mínimo

requerimiento de

astillado triturado.

Formación Media

531, 534,

536, 611,

614, 616

Intercalaciones

más blandas de

formaciones duras

(caliza, dolomitas y

lutitas arenosas

duras).

Insertos

medios:

insertos en

forma de

cuña de

extensión

media.

Insertos

medios: acción

trituradora con

ligero raspado.

Insertos tipo

medio, previsto

de una sección

de concha más

gruesa para

mayor

resistencia.

Fundamentalmente

astillado y rascado

con algo de acción

trituradora.

Formación

Media Dura

621, 624,

626, 711,

714, 716

Intercalaciones

medias en

formaciones

duras (pedernal,

granito, basalto,formaciones

cuarcíticas).

Principalmente

trituradora con algo

de acción

rascadora.

Formaciones

Extremadamente

Duras

721, 724,

726, 811,

814, 816

Las más duras de

las formaciones

duras y abrasivas

(cuarcitas y arenas

cuarcíticas

duras).

Insertos

duros:

insertos

en forma

cónica de

mínima

extensión

con máxima

resistencia.

Insertos

duros: acción

trituradora.

Inserto tipo

duro, provisto de

baleros grandes

con una sección

de concha

gruesa.

Solamente acción

trituradora y

fracturadora.

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Tabla 11. Características de diseño, construcción y funcionamiento de las barrenas de dientes de insertosde carburo de tungsteno.

Formación Tipo de RocaBarrenas PDC Barrenas D.N Barrenas TSP

Código I. A. D. C.F o r m a c i ó n

suave con capas

pegajosas y

baja resistencia

compresiva.

Lutita

Marga

M 314

M 611

M 612

M 672

M 342

Formación suave

con baja resistencia

compresiva y alta

perforabilidad.

Marga

Sal

Anhídrita

Arcilla

M 312

M 645

D 2 R I

D I X 2

Formación suave

a media con

baja resistencia

compresiva con

intercalación de

capas duras.

Arena

Arcilla

Yeso

M – 646

M – 346

M – 256

D 2 R 2

M 2 6 3

T 2 R 8

T 6 4 6

Formación media

a dura densa

con alta a muy

alta resistencia

compresiva pero

no abrasiva o conpequeñas capas

abrasivas.

Arcilla

Mudstone

Arenisca

Caliza

Dolomía Anhidrita

D 2 X 5

D 4 X 6

T 2 X 8

T 2 R 8

Formación dura

y densa con muy

alta resistencia

compresiva y

algunas capas

abrasivas.

Siltstone

Arenisca

mudstone

D 5 X 9

D 4 X 9D 5 6 0

F o r m a c i ó n

extremadamente

dura y abrasiva.

Cuarcita

VolcánicaD 5 6 0




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8.1. Introducción

Deniremos como cuerpo de un uido aquelque cambia fácilmente su forma bajo la acción

de fuerzas muy pequeñas.

Bajo la acción de esos esfuerzos cortantes, porpequeño que éste sea, un uido se deformay continua haciéndolo en tanto que esté pre-sente el esfuerzo.

En otras palabras, se puede denir un uidocomo una substancia que se deforma conti-nuamente, cuando se le aplica una fuerza tan-gencial, por muy pequeña que esta sea.

Dentro del proceso de la perforación y/o ter-minación de un pozo la selección del Fluido dePerforación (Lodo de Perforación) es determi-nante para llevar a buen término este proceso.

¿Qué es un uido de perforación?

Es una mezcla de líquidos y sólidos en propor-ciones calculadas que se utiliza en un equipo

de perforación o terminación de un pozo, de-berá contar con propiedades físico-químicasespecícas para desarrollar funciones requeri-das dentro del proceso de la perforación y/oterminación de un pozo petrolero.

8.2 Clasicacion de los uidos

Los uidos pueden clasicarse en Newtonia-nos y No-newtonianos. Los gases y los líqui-dos ligeros se aproximan a los uidos New-

tonianos, mientras los líquidos pesados sonNo-newtonianos.

En realidad, muchos uidos comunes, talescomo el aire, el agua y la gasolina, son básica-mente Newtonianos en su estado natural. Sinembargo, existen cierto número de uidos co-

munes que, denitivamente, son Newtonianos.

Se puede decir, que son uidos Newtonianos,aquellos líquidos cuya viscosidad es constan-

te en cualquier temperatura y presión dadas,como el agua, glicerina, aceites para motor,kerosina y líquidos similares.

Algunas veces éstos uidos se les llaman líqui-dos verdaderos. Una fuerza mínima aplicada aéstos uidos hará que empiecen a uir lenta-mente. (Fig. 9 y 10)

Los uidos No-newtoniano, son aquellos cuyaviscosidad no es constante a la temperatura

y presión de que se trata, si no que dependedel ujo mismo como factor adicional. Entreestos uidos, tenemos los líquidos plásticosde Bingham. La mayor parte de los uidos deperforación son suspensiones coloidales y/oemulsiones que se comportan como uidosplásticos o No-newtonianos, y se asemejan almodelo propuesto por Bingham, por lo quea los uidos de perforación se les denominatambién líquidos plásticos de Bingham.

8.3 Modelos reológicos: plásticos deBingham, ley de potencia y ley de potenciamodicado

El concepto de plasticidad Bingham denecual es la resistencia ofrecida por todos losuidos plásticos en cualquier movimiento, de-niéndose por lo tanto la fuerza del Gel o valorde cedencia. Esta fuerza causa ujos tapones a

bajas velocidades y también determina la pér-dida de presión que debería mantenerse en unsistema de lodo para sostener el movimientopor encima de la velocidad cero. (Graca 1)

Otro tipo de modelo de uidos que han sidobase para el estudio de los mismos es el de

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Capítulo 8 - Fluidos de Perforación y Terminación II

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“Ley de Potencia” y “Ley de Potencia Modica-do”. (Graca 1)

En los uidos plásticos de Bingham, los pará-

metros de control son: Viscosidad plástica ypunto de cedencia. Que es el modelo repre-sentativo para caracterizar las propiedades deluido de perforación. En el modelo de “Ley dePotencia”, que es un enfoque más versátil paradescribir las propiedades de ujo en un uidoNo- newtoniano, se tienen los parámetros “n”y “k” que son constantes que nos representanlas siguientes características de un uido enparticular:

n= Índice de potencia ( es el índice de poten-cia que indica el grado de características No-newtonianas)k = Índice de consistencia ( indicativo de subombeabilidad)

Nota: las variaciones de “n” y “k” son inversas,cuando “n” se aproxima a 1, el uido es menosviscoso y tiende ser un uido Newtoniano. Elmodelo es representado por la siguiente ecua-

ción:Esfuerzo de corte= k (velocidad de corte)n

En el modelo de “ley Potencial Modicado”,es usado para simular el comportamiento dela mayoría de los uidos de perforación, to-mando en consideración el esfuerzo de ce-dencia para iniciar el ujo que tiene la ma-yoría de estos uidos (Graca 1). Su ecuacióndel modelo es:

Esfuerzo constante ( t ) = esfuerzo de ceden-cia + k (velocidad de corte - y)n

8.4 Tipos de ujos

Recordemos que los uidos plásticos o pseu-dos- plásticos al ser bombeados al pozo, e ini-ciar la circulación pasan por varias etapas deujo (Fig.1). En la primera etapa no hay u- jo, durante este periodo la presión aplicada aluido es insuciente para producir un esfuer-zo de corte en las paredes de la tubería queexceda las fuerzas de fricción del sistema, elvalor máximo de estas fuerzas es el verdaderovalor de rendimiento (punto de cedencia) enel punto “A”.

La segunda etapa ocurre cuando excedemosel verdadero valor de rendimiento y la presiónes suciente para mover el uido en forma detapón. Esta porción corresponde al denomina-do ujo tapón que se observa en los puntos“A – B”.

La tercera etapa se genera cuando la presiónla aumentamos lo suciente para que el uidoempiece a moverse con una velocidad diferen-cial. Esta diferencia se debe a la fricción queejerce el uido que está cercano a las pare-des de la tubería y la TR, dando como resul-tado que la máxima velocidad se genere enla porción central del espacio anular, como lopodemos observar en los puntos “B – C” y le

Graca 1. Modelos reológicos de uidos.




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denominamos inicio de ujo laminar o ujoincompleto.

En la cuarta etapa al aplicar una mayor pre-sión, el movimiento en la sección transversaldel uido, se realiza más rápido en la parte

central del espacio anular. Así el frente de ve-locidad cambia de semiplano, hasta que tomala forma de una parábola, como lo muestra enla Figura1 en los puntos “C – D”, a esta etapa

se le denomina ujo laminar.

Si aumentamos aun más velocidad de ujo deluido y tomando en consideración su reologíay la geometría del pozo, la partículas del uidoempiezan a moverse en forma desordenada; aesta quinta etapa le llamamos zona de transi-ción de ujo o sea que se inicia el cambio deujo; esta fase en que las partículas se salendel camino paralelo y se entremezclan en for-ma completamente desordenada. A esta sexta

etapa se le llama ujo turbulento.

En condiciones normales de circulación en unpozo es común que existan estos dos tipos deujo a la vez, pero en diferentes secciones detubería y espacio anular.Conociendo los tipos de ujo que se manejanen el sistema de circulación, se debe calcularlas caídas de presión por fricción generadaspor el uido, utilizando el modelo reológico

seleccionado, pero antes debemos conocerqué tipo de ujo hay en cada una de las sec-ciones de tubería y espacio anular, para estose utiliza el numero de Reynolds (RE) que sedene como la relación que existe entre lavelocidad de ujo, la densidad del uido deperforación y el diámetro interior de la tube-rías en función de la viscosidad. Su expresiónmatemática generalizada es:

Flujo Turbulento

Fig. 1 .Tipos de Flujos.

=

Donde:

RE= Numero de Reynolds, adimensionalVp= Velocidad promedio de ujo, ft/minp = Densidad de uido, Lb/gald1 = Diámetro de la tubería en plgup = Viscosidad Plástica, cp.

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Algunos autores consideran un ujo laminarcuando el numero de Reynolds (RE) es me-nor de 2000 y turbulento cuando es mayor de3000. Por lo tanto la zona de transición es en-

tre 2000 y 3000.

8.5 Funciones de los uidos de perforación

Las funciones del Fluido de Perforación descri-ben las tareas que el Fluido de Perforación escapaz de desempeñar

√ Transportar los recortes de la formación-del fondo a la supercie.

√ Controlar presiones en el pozo (control de

brotes). √ Mantener las paredes del pozo estables

√ Enfriar y lubricar la sarta de perforación yla barrena. √ Minimizar los daños al yacimiento.

√ Transmitir la energía hidráulica a las herra-mientas y a la barrena.

√ Proporciona efecto de otación a la sartade perforación.

√ Disminuir la corrosión en el sistema de cir-

culación.√ Suspender recortes cuando se interrumpela circulación.

√ Obtener información de las formacionesperforadas. √ Proveer un medio adecuado para la tomade información (registros eléctricos, LWD,MWD, PWD).

Debemos considerar que todas las funcionesque realiza el uido, se encuentran relaciona-

das con las propiedades físico - química delFluido de Perforación,

8.6 Tipos, características, componentes yusos de los uidos de perforación

8.6.1. Tipos de uidos

Sabiendo que nuestro uido es un sistemadisperso, de acuerdo a la fase continua ó dis-persa, los uidos de perforación se clasicanconsiderando esta fase líquida en:

8.6.2. Características componentes y usosde los uidos de perforación

A continuación se expondrá en forma de resu-men estos elementos de un Fluido de Perfora-ción base- agua y baseaceite.

•

•

•Disperso no inhibidos

•Hinhibido no disperso

•Disperso inhibido

•Emulsionados (Emulsión directa)

•De baja densidad-Emulcionados•Ultraligeros

FLUIDO DE PERF.BASE AGUA

•De emulsión inversa (E.I.)

•De emulsión inversa relajado

•100% de acite

FLUIDO DE PERF.BASE ACEITE




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8.7. Propiedades físico-químicas de los Flui-do de Perforación

8.7.1. ¿Qué son las propiedades físico-quí-

micas de un Fluido de Perforación?

Son las características que debe reunir un Flui-do de Perforación como condicionantes paraobtener los parámetros físico-químicos ópti-mos, a n de alcanzar el objetivo de perforar yterminar un pozo, las principales son:

1. Densidad.2. Viscosidad.3. Propiedades reológicas.

4. Tixotropía (Gelatinosidad).5. Sólidos y líquidos.6. Filtrado y enjarre.7. Salinidad.8. Potencial de hidrógeno (pH).9. Porcentaje de Arena.

Análisis de uidos base agua

8.7.2. DensidadLa función primordial de la densidad dentrode los uidos de perforación, es la de contenerlas presiónes de formación, así como tambiéndar sostén a las paredes del pozo.La podemos representar como el peso porunidad de volumen. Sus unidades principalesson: gr/cm3 y lb/gal. El instrumento de medidaes la balanza Baroid (Fig. 2).

D= m/ v = p/v

Donde:D= Densidad gr/cm3 ó lb/gal.m=masa en kg ó lb.v= Volumen cm3 ó gal.p= peso en kg ó lb.

Nota: Para efecto de campo se maneja el con-cepto de peso en el lugar de masa por ser pro-porcional y de mejor compresión.

Procedimiento:

1. Coloque el estuche de la balanza sobreuna mesa o supercie nivelada

2. Abra el estuche y verique que la balanzaeste completamente limpia y seca

3. Llene la copa de la balanza con el uidohasta el tope y lentamente asentar la tapacon un movimiento giratorio rme. Partedel uido será expulsado a través del ori-cio en la tapa indicando que el recipienteestá lleno.

4. Colocar el pulgar sobre el oricio en la cu-bierta y lavar o limpiar todo el lodo en elexterior de la balanza.

5. Colocar la balanza sobre el soporte en lacaja, el punto de apoyo en forma de cu-chilla encaja en la ranura de la base y elcaballete móvil se utiliza para mover elbrazo, el brazo esta en equilibrio cuandola burbuja se encuentra en el centro del

nivel.6. La Densidad de la muestra se lee al bor-de del caballete (Todas las balanzas traenuna echa indicadora para la lectura).

7. Lavar o limpiar perfectamente la balanza.

Fig. 2. Balanza para uidos de perforación.




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8.7.3. Viscosidad (Marsh)

Es la resistencia interna al ujo ó movimientoofrecida por un uido.

Para las mediciones simples de viscosidad seemplea el embudo de Marsh. Este mide lavelocidad de ujo en un tiempo medido. Laviscosidad en el embudo es el número de se-gundos requeridos para que 1000 ml de Flui-do de Perforación pasen a través del embudode Marsh. (g.3)

Embudo:Long: 12 pgDiámetro Sup: 6 pg

Abertura malla: 1/16 pgCapacidad: 1500 mlTubo:Long: 2 pgDiam. Int: 3/16 pg

Procedimiento:

1. Agitar la muestra en el Hamilton Beachpor 5 minutos

2. Cubrir el oricio del embudo con un dedo

y llenar el embudo con el lodo agitado anivel del lado inferior del tamiz. El lododeberá vertirse a través del tamiz de ma-lla 12 para asegurarse que el oricio de

3/16 in no será taponado por materialessólidos de mayor tamaño.3. Quite el dedo y accione el cronometro.

Mide el tiempo de llenado de la Jarra paraviscosidad Marsh hasta la marca de 1000cm3 (un Litro)

4. La viscosidad Marsh se mide en seg/l.

Calibración

El embudo Marsh es calibrado para un ujo

de salida de 1000 cm3 (un Litro) de agua fres-ca a una temperatura de 21°C +/- 3°C en 28+/- 0.5 segundos, como receptáculo utilice unrecipiente graduado.

8.7.4 Propiedades reológicas

Reología Es la ciencia que se ocupa del estudio de los

comportamientos y deformaciones de losuidos.

√ El control de las propiedades reológicasde un Fluido de Perforación es importantepara: √ El cálculo de las pérdidas de presión porfricción.

√ Determinar la capacidad del lodo paraelevar los recortes y desprendimientos(derrumbes) hasta la supercie

√ Para determinar la contaminación del ui-do por sólidos, sustancias químicas y tem-peratura.

Fig. 3. Embudo para medir la viscosidad.

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Procedimiento:

1. Determine la temperatura de la mues-tra, misma que no deberá variar más de

6ºC (10º F), de la que tenía en el lugar dedonde se tomó la misma, y anótela enºC.

2. Proceda a llenar el vaso de acero inoxida-ble hasta la marca, con lodo previamentecolado en el cedazo del embudo y coló-quelo en la base del viscosímetro, levantela base lentamente hasta que el nivel deluido llegue a la marca del rotor, que de-berá estar rotando a 300 rpm. y fíjela conel tornillo.

3. Opere el switch para cambiar a la veloci-dad de 600 rpm, deje que se estabilice yanote la lectura a 600.

4. Opere el switch para cambiar a la veloci-dad de 300 rpm, deje que se estabilice yanote la lectura a 300.

Donde

Vp= viscosidad plástica, en centipoise (cp).Lec600= lectura de 600 rpm en el viscosímetro.Lec300= lectura de 300 rpm en el viscosímetro.Yp= punto de cedencia (yield point), en lb/100pies2.Va= viscosidad aparente, en cp.

Propiedades reológicas a determinar.

Viscosidad Aparente

Es la resistencia al ujo de un uido, causadaprincipalmente por las fuerzas de atracción desus partículas y en menor grado por la friccióncreada entre ellas a una determinada veloci-dad de corte

Va = Lec 600 / 2 (centipoises) Viscosidad Plástica

Es la resistencia al ujo originada por la fric-ción mecánica, generada por el rozamiento yconcentración de los sólidos entre sí y la visco-sidad de la fase líquida que los rodea.

Vp = Lec 600 - Lec 300 (centipoises)Esta denición nos permite deducir dos útilesconclusiones:

• A mayor densidad o concentración desólidos por volumen, la fricción entre laspartículas aumentará por incrementar-se el rozamiento entre ellas; y bajo talescondiciones, la viscosidad plástica, que esuna medida de fricción, se incrementará

aumentando también la viscosidad apa-rente.

• Si se degrada la partícula también incre-mentara la viscosidad plástica debido aque se aumentará el área de supercie delas partículas y esto incrementará el roza-miento y la fricción entre ellas.

Punto de cedencia

Valor de la resistencia al ujo, debida a lasfuerzas de atracción que existen entre las par-tículas o sólidos en suspensión. Condición di-námica.Estas fuerzas son el resultado de las cargas ne-gativas y positivas ubicadas en o cerca de lassupercies de las partículas.El punto cedente es una medida de estas fuer-zas bajo las condiciones de ujo, y dependede:

• Las propiedades superciales de los sóli-dos del uido.

• La concentración volumétrica de los sóli-dos.

• El ambiente eléctrico de estos sólidos(concentración y tipos de iones en la faseuida del uido).




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Pc = Lec 300 - Vp (lb/ 100 pies2)

El análisis para estas propiedades en un uidode perforación base - agua es igual para un

uido de perforación base - aceite de emul-sión inversa. Con la excepción que a igualdensidad, el uido de perforación base - acei-te tiene mayor viscosidad por su fase líquida(aceite).

8.7.5. Tixotropía (Gelatinosidad)

La tixotropía es la propiedad demostrada poralgunos uidos que forman una estructura de

gel cuando están estáticos, regresando lue-go al estado de uido cuando se aplica unaagitación mecánica. La mayoría de los uidosde perforación base agua demuestran estapropiedad, debido a la presencia de partícu-las cargadas eléctricamente o polímeros es-peciales que se enlazan entre sí para formaruna matriz rígida. Las indicaciones de esfuerzode gel tomadas con el viscosímetro FANN (VG)con 3 rpm a intervalos de 10 segundos y 10minutos y se reporta en lb/100 ft2, y a inter-

valos de 30 minutos para las situaciones crí-ticas, proporcionan una medida del grado detixotropía presente en el uido. La resistenciadel gel formado depende de la cantidad y deltipo de sólidos en suspensión, del tiempo, dela temperatura y del tratamiento químico.

La magnitud de la gelicación, así como el tipode esfuerzo de gel, es importante en la sus-pensión de los recortes y del material densi-cante. No se debe permitir que la gelicación

alcance un nivel más alto del necesario paracumplir estas funciones. Los esfuerzos de gelexcesivos pueden causar complicaciones, talescomo las siguientes:

1. Entrampamiento del aire o gas en eluido.

2. Presiones excesivas al romper circula-ción después de un viaje.

3. Reducción de la ecacia del equipoeliminador de sólidos.

4. Pistoneo excesivo al sacar la tuberíadel pozo.

5. Aumento de la presión de pistoneodurante la introducción de tuberíasen el pozo.

6. Incapacidad para bajar las herramien-tas de registro hasta el fondo.

Procedimiento:

1. Este procedimiento se hace inmediata-mente a continuación del anterior, es de-cir, una vez que se ha hecho la lectura a300 rpm se agita nuevamente el uido aalta velocidad, operando casi simultánea-mente el switch y el selector de velocida-des, para colocar el viscosímetro a 3 rpm yapagarlo.

2. En aproximadamente 10 segundos des-pués, se acciona el switch para hacer lalectura de gel inicial, que será el desplaza-

miento máximo del dial, antes de regresara una lectura estable.

3. Proceda a agitar nuevamente el uido aalta velocidad y a operar casi simultánea-mente el switch y el selector de velocida-des, para colocar el viscosímetro a 3 rpm yapagarlo.

Fig. 3. Embudo para medir la viscosidad.

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4. Espere 10 min. acciones el switch para ha-cer la lectura de gel a 10 minutos, que seráel desplazamiento máximo del dial, antesde regresar a una lectura estable

Gel a 0 min. = Lec a 3 rpm (lb/100 pies2)Gel a 10 min. = Lec a 3 rpm (lb/100 pies2)

8.7.6. Sólidos y líquidos

Para comprender más el presente concepto yanálisis, hacemos un recordatorio de las fasesdel Fluido de Perforación.

Los tipos y las cantidades de sólidos presentesen los sistemas de lodo determinan la densi-dad del uido, la viscosidad, los esfuerzos degel, la calidad del revoque y el control de l-tración, así como otras propiedades químicasy mecánicas.

Los sólidos y sus volúmenes también afectanlos costos del lodo y del pozo, incluyendo fac-tores como la Velocidad de Penetración (ROP),

la hidráulica, las tasas de dilución, el torque yel arrastre, las presiones de surgencia y pis-toneo, la pegadura por presión diferencial, lapérdida de circulación, la estabilidad del pozo,y el embolamiento de la barrena y del conjun-to de fondo.

A su vez, estos factores afectan la vida útil delas barrenas, bombas y otros equipos mecáni-cos. Productos químicos, arcillas y materialesdensicantes son agregados al lodo de perfo-

ración para lograr varias propiedades desea-bles. Los sólidos perforados, compuestos derocas y arcillas de bajo rendimiento, se incor-poran en el lodo. Estos sólidos afectan nega-tivamente muchas propiedades del lodo. Sinembargo, como no es posible eliminar todoslos sólidos perforados – ya sea mecánicamen-te o por otros medios – éstos deben ser con-siderados como contaminantes constantes deun sistema de lodo.

Por lo anterior, debemos de tener en cuentaque la fase sólida se reere a los sólidos de-seables e indeseables.

Sólidos deseables: Son propiamente los querequieren nuestro Fluido de Perforación paraobtener ciertas propiedades en el mismo. Yson los que marcan normalmente las tablasque se aplican para su control.

Sólidos indeseables: Son todos los sólidosque se incorporan de la formación al uido, enel proceso de la perforación y estos se debende eliminar.

Retorta:

El análisis físico que nos proporciona dichainformación para tomar una decisión, es pormedio de la retorta (Fig.5) que se compone de:

• Cámara de calentamiento• Condensador• Recipiente del uido de perforación

(muestra de 10 cm3 de uido de perfo-ración)

• Lana de acero• Probeta graduada. (10 cm3)

Graca 2. Fases de los uidos de perforación yterminación.




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• Espátula.• Solución de agente humectante• Cepillos limpia pipetas• Automático para el corte de la corriente

(110V) a los 15 minutos• Grasa metálica (para alta temperatura)

Procedimiento:

1. Agite el lodo por 5 minutos en el Hamil-

ton Beach2. Asegúrese que la celda de muestra, elcondensador, y la probeta estén limpiosy secos antes de usarse.

*El interior de la celda de muestra deberállenarse con 10 cm3 de lodo hasta el topey lentamente asentar la tapa con un mo-vimiento giratorio rme. Parte del uidoserá expulsado a través del oricio en latapa indicando que el recipiente está lle-no, limpie la supercie con un trapo, ase-

gúrese de aplicar una película de siliconaresistente altas temperaturas, enroscarcon la cámara de arriba de la celda (quedeberás haber empacado con lana deacero)

3. Verique que el condensador este perfec-tamente limpio (para ello haga pasar una

tira de cola de rata de 15 cms de largo delado a lado del condensador

4. Enroscar la celda con el condensador5. Coloque la celda con su condensador

en la cámara de la retorta6. Coloque una probeta limpia y seca enel tubo de descarga del condensador,agregue 1 gota de agente humectan-te (para facilitar visibilidad en la sepa-ración de las gotas de agua y petróleo)

7. Caliente la retorta y observe la caídadel líquido del condensador.

8. Proceda a leer el destilado de la si-guiente manera:

Volumen de agua: es la parte liquida cristalinalocalizada en la parte inferior de la probeta.

Volumen de aceite: es la parte liquida opacao turbia localizada en la parte superior de lafase liquida de la probeta.

Volumen de sólidos: es la parte vacía, es de-cir, la parte superior de la probeta.

Lodo base aceite:

Relación aceite / agua = se determina la rela-ción entre el % de aceite y % de agua pero

de la fracción liquida.

Fig. 5. Retorta y sus componentes.

% de aceite = volumen de aceite, cm3 x 100volumen de la muestra, cm3

% de agua = (volumen de agua, c ) . x 100volumen de la muestra, cm

% de aceite de la frac. liq. = volumen de aceite, cm3 . x 100volumen de la frac. liq. cm3

% de agua de la frac. liq. = volumen de agua, cm3 . x 100volumen de la frac. liq. cm3

m3

3

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8.7.7. Filtrado y enjarre

La ltración en el pozo es el paso del uido opérdida a través de las formaciones permea-

bles. El paso del líquido deposita sólidos enla pared del agujero, creando una película lla-mada enjarre y al líquido, ltrado. El ltradoestá en función de la permeabilidad de la for-mación, presión diferencial y las característicasdel Fluido de Perforación.Una de las funciones básicas del uido de per-foración es sellar las formaciones permeablesy controlar la ltración (pérdida de ltrado).Los problemas potenciales relacionados conlos enjarres gruesos y la ltración excesiva son:

• Reducción en el calibre del pozo.• Aumento del torque y arrastre en la sarta.• Incrementa riesgo de pegadura por pre-

sión diferencial.• Pérdida de circulación (empacamiento de

sarta)• Diculta la toma de información de los re-

gistros• Daños a la formación por disminución en

la producción potencial del yacimiento.• Deshidratación del uido de perforación.

Se requiere un control adecuado de la ltra-ción y la formación de un enjarre delgado debaja permeabilidad para evitar los problemasde perforación y producción.Para realizar el análisis de un ltrado en unuido de perforación base-agua se utiliza elltro prensa API de baja presión y en un uidode perforación base-aceite el de alta presión

(Fig. 6 y Fig. 7)

Condiciones de Prueba

• Presión 100 psi• Tiempo 30 Minutos• 7.5 pg2 Papel Whatman No. 50

• Temperatura Ambiente• Reporte, ltrado en cm3, enjarre en mm.

Procedimiento:

1. Asegúrese que todas las partes del ltroestén limpias y de que los empaques noestén gastados o deformados.

2. Ensamble las piezas de la celda, base,empaque, malla, empaque, papel ltro yapriete rmemente.

3. Llene con lodo, previamente colado enel cedazo del embudo hasta 2 cm. abajodel borde superior de la celda. coloque latapa y apriétela con el tornillo del marco.

4. Coloque una probeta graduada del volu-men adecuado bajo la descarga de la cel-da para recibir el ltrado.

5. Proceda a cerrar la válvula de relevo y

ajuste la presión de trabajo hasta obtener7 kg/cm2 (100 psi), misma que deberá deaplicarse durante 30 min.

6. Lea el volumen recuperado y repórtelo enml.

7. Cierre la válvula del regulador y abra laválvula de descarga y cuando el manóme-

Fig. 6. Filtro prensa API (baja presión).




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tro marque 8. Saque la celda del marco ydesarme la misma, recuperando el enjarre,enjuáguelo con agua, reporte consisten-cia, fragilidad y espesor en milímetros.

Filtro Prensa APAT:

Este equipo se emplea para efectuar el aná-lisis de ltrado a los uidos de perforaciónbase aceite en el cual el uido es someti-do a una presión diferencial de 600 psi y auna temperatura de 300 ºF.

Se compone de una envuelta exterior cale-factora con termostato, un conjunto deplatillo para la celda, el conjunto primario

de presión y el receptor de contrapresión.La capacidad de la celda de lodo es de 160ml con una supercie de ltro de 3,5 pg2.El recibidor de ltrado tiene una capaci-dad de 15 ml, y se puede usar un tubode vidrio para una contrapresión de hasta100 psi. Si se usa una contrapresión ma-yor, el tubo de vidrio debe ser reemplaza-do por un tubo de acero inoxidable.

Procedimiento:

1. Conecte a la corriente eléctrica la chaque-

ta y ajuste el termostato para que alcanceuna temperatura de 10 ºF por encima dela deseada.

2. Agite el lodo por 5 minutos en el agita-dor, y deposite el lodo en la celda dejandocuando menos una pulgada de espacio,por la expansión del lodo.

3. Instale el papel ltro y proceda a colocar latapa cuidando que la válvula de vapor noesté cerrada y así evitar que los empaquesse dañen, asegure la tapa atornillando los

prisioneros rmemente y cierre la válvulade vapor.

4. Coloque la celda en la chaqueta e instaleel colector y el cabezal con sus respectivospasadores de seguridad, asegurándose deque las cargas de CO

2 sean nuevas.

5. Aplicar 100 psi a ambas unidades de pre-sión y abrir la válvula superior ¼ de vueltaen dirección contraria a las manecillas del

reloj.6. Una vez que la celda alcanzo la tempera-tura de 300 ºF, regule en el cabezal unapresión de 600 psi y abra la válvula inferior1/4 de vuelta en dirección contraria a lasmanecillas del reloj, a partir de ese mo-mento mantenga las mismas condicionesde presión y temperatura por 30 minutos.Si la contrapresión se incrementa arribade 100psi durante la prueba, cuidadosa-mente reduzca la presión purgando una

porción del ltrado.7. Pasado los 30 minutos cierre ambas válvu-

las de aguja de la celda, inmediatamentecoloque una probeta a la salida del colec-tor y deje salir el ltrado, hasta que salgaúnicamente gas, y descargue la presióndel regulador del colector.

Fig. 7. Filtro prensa de alta presión-altatemperatura (APAT).

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8. Corrija el volumen de ltrado a reportarde ser necesario, si el área del papel ltroes de 3.5 pulgadas cuadradas, el volumena reportar se multiplica por 2. no así, si

el área del papel ltro es de 7.1 pulgadascuadradas, en este caso no se hace co-rrección alguna. Se recomienda dejar en-friar la celda antes de aliviar la presión,sacar el lodo y medir el enjarre para re-portarlo en mm.

9. Limpie el equipo y recuerde verter los re-siduos en las presas de lodo y así evitarcualquier tipo de contaminación.

Dureza (calcio)

Equipo- Cápsula de titulación o vaso de precipita-

dos.- Agua destilada.- Solución reguladora buffer.- Solución indicadora Eriocromo Negro T.- solución de Versenato (EDTA) 1:20 epm

(equivalente por millón)

Procedimiento:1. Para vericar que el agua destilada a uti-

lizar no contiene calcio, ponga aproxima-damente 50 c.c. de agua en un vaso deprecipitados y agregue unas gotas deEriocromo negro T, si la muestra toma unacoloración rosa, es indicativo de que exis-te calcio en el agua, agregue titulando consolución tituladora de dureza (versenato),hasta que aparezca un color azul vivo, no

incluya este volumen en los cálculos2. Ponga 1 ml. de ltrado en una cápsula

de titulación y diluya con 25 cc. de aguadestilada para observar el vire del color.

3. Agregue 3 gotas de solución reguladorabuffer ( Hidróxido de amonio ),

4. Agregue 3-4 gotas de solución indica-

dora Eriocrocromo Negro T dando estamezcla una coloración vino.

5. Titule con solución de versenato 1:20epm, agitando continuamente hasta ob-

tener un color azul.

Calculos

ppm. de calcio = c.c. gastados x 400, si la sol. 1 : 20 epmppm. de calcio = c.c. gastados x 40, si la sol. 1 : 2 epm

8.7.8. Alcalinidad

Determinación de alcalinidad en lodos baseagua

Las medidas de alcalinidad son usadas paracalcular las concentraciones de iones oxhidri-los, bicarbonatos y carbonatos, la sosa cáusticaes una base fuerte proveedora de estos iones,estos cálculos ayudan a identicar y monito-rear la contaminación de los uidos con gasescomo dióxido de carbono, carbonatos y bicar-bonatos.

Alcalinidad a la fenolftaleína (Pf)

Equipo- Cápsula de titulación.- Fenolftaleína.- Ácido sulfúrico 0.1 N (Solo para Lodos consilicato)

Procedimiento:

1. Deposite 1 ml de ltrado en una cápsulade titulación y agregue de 3-4 gotas deindicador de fenolftaleína esta mezcla to-mara una coloración rosa o guinda

2. Titule con ácido sulfúrico 0.1N agitando

2.643391000

[ / ]




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hasta que desaparezca el color rosa3. El gasto obtenido de ácido es el valor de

la alcalinidad a la fenolftaleína.

Alcalinidad al naranja de metilo (Mf)

Equipo- Cápsula de titulación.- Anaranjado de metilo.- Ácido sulfúrico 0.1N (Solo para Lodos con si-licato)

Procedimientos:

1. A la solución de la determinación anterior,

agregue unas 3-4 gotas de indicador deanaranjado de metilo, la solución tomaraun color amarillento

2. Titule con ácido sulfúrico 0.1N y cuandola solución cambie a rosa canela anote elgasto de ácido como discriminante (D)

3. La alcalinidad al naranja de metilo se cal-cula con la siguiente formula

mf = D + pf

La alcalinidad pf es el numero de c.c. de ácidosulfúrico 0.02 n necesario para reducir el pHde un c.c. de ltrado a 8.3, el cuales el puntode vire de la fenolftaleína (de rojo a claro). Elmf o alcalinidad total es el volumen necesariode ácido sulfúrico para bajar el pH del ltradohasta 4.3 el cual es el punto de vire del ana-ranjado de metilo.

El método de alcalinidad total es un método

de campo para determinar la cantidad relati-va de hidróxidos (OH), carbonatos (CO

3) y bi-

carbonatos (HCO3) presentes en el sistema. y

deberá recordarse que son determinados enel ltrado.

Alcalinidad en el lodo (Pm)

Determinación de alcalinidad en lodos baseagua:

Equipo

- Cápsula de titulación- Jeringa graduada.- Agua destilada.- Fenolftaleína.- Acido sulfúrico 0.1 N (Solo para Lodos consilicato)

Procedimiento:

1. Tome de la muestra de lodo de preferenciacon una jeringa y que esta sea de cuandomenos 3c.c. de capacidad llene la jeringa,extraiga las burbujas de aire y deposite1c.c. de la muestra desplazando el embolodesde la graduación de 3 a 2 o al menosdesde 2 hasta 1 pero nunca desde 1 al fon-do de la jeringa en la cápsula de titulación.

2. Diluya la muestra con un volumen de agua

destilada que va desde 25 hasta 50c.c. de-pendiendo del color de la muestra.3. Agregue de 4 a 5 gotas de fenolftaleina, si

la muestra no cambia a rosa pm =0.4. Si la muestra cambia a rosa, titule con áci-

do sulfúrico 0.1 N, agitando hasta quedesaparezca el color, el gasto obtenido de

Tabla 3. Resultado y cálculos que permiten conocerlos mg/lt o ppm de hidróxidos bicarbonatos ocarbonatos.

Resultado CalculosSi Pf = Mf (solo hay OH ) Pf x 340 = mg /lt OH

Si 2 Pf - Mf es positivo (hayOH y CO

3)

2pf - Mf ) x 340 = mg / lt OH[ 2 ( Mf - Pf ) ] x 600 = mg / lt CO

3

Si 2 Pf = Mf ( solo hay CO3 ) Mf x 6 00 = mg / lt CO

3

Si 2 Pf - Mf es negativo (hay

CO3 y HCO

3 )

2 Pf x 600 = mg / lt CO3

( Mf - 2 Pf ) x 1220 = mg / lt HCO3

Si Pf es muy bajo ó = 0( solo hay HCO

3 )

Mf x 1220 = mg / lt HCO3

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ácido es el valor de la alcalinidad del lodo.5. Calcule el exceso o contenido de cal inso-

luble en el lodo con la siguiente formula.

Exceso de cal = ( Pm - Pf )/4 lb/bl.ó el contenido de cal en el lodo, cal = 0.742 x[ Pm - ( % de agua x Pf / 100 ) ] kg/ m3

Observaciones

*Si la muestra del ltrado es muy obscura use0.5 cm3 de muestra y el resultado multiplíque-lo por 2.

Determinación de alcalinidad en lodos baseaceite:

Es un método de titulación que mide el volumende ácido estándar requerido para entrar en re-acción con los materiales (básicos) alcalinos deuna muestra de lodo base aceite. El valor de al-calinidad se utiliza para calcular en libras por ba-rril el exceso de cal que no ha reaccionado en unlodo a base de aceite. Los materiales con exce-siva alcalinidad como la cal ayuda a estabilizar laemulsión y a neutralizar el dióxido de carbono olos gases ácidos de sulfuro de hidrógeno.Equipo

- Matraz Erlenmeyer de 500ml- Agua destilada- indicador cromato de potasio- Indicador Fenolftaleina- Nitrato de plata 0.028 N.- Ácido Sulfúrico 0.1N

Procedimiento:

1. tome con una jeringa un volumen de 3ml. de lodo, deslizando el embolo de la jeringa

para sacar las burbujas de aire hasta dejar 2ml. de lodo en la jeringa, se depositara en unMatraz Erlen meyer de 500ml 1 ml. de lodo.al deslizar el embolo de la lectura de 2 ml. has-ta la lectura de 1 ml.2. agregarle 50 ml. de alcohol isopropílico-xi-leno (Mezcla 50:50) y agitar vigorosamente,para romper la emulsión durante 3 minutoshasta observar los sólidos del lodo disgrega-dos en la solución.3. Agregar directamente sobre la muestra 100

ml. de agua destilada y agitar nuevamente du-rante 2 minutos.4. Agregar 8-14 gotas de indicador fenolfta-leina y titular con ácido sulfúrico 0.1 N, hastaque desaparezca el color rosa de la muestraanotando el gasto de ácido que será la alca-linidad para reportar.5. El exceso de cal se reportará en kg/m3 y esel resultado de la alcalinidad *1.3 reportado enLb/bbl, para que el resultado nos de exacta-

mente en Kg/m3 hay que multiplicar por 2.85.Por ejemplo:Alcalinidad = 5Alcalinidad en Kg/m3= 5*2.853*1.3Alcalinidad en Kg/m3= 18.54 Kg/m3

8.7.9. Cloruros

Este análisis en el uido de perforación nosdetermina la contaminación de agua salada,

provocando la inestabilidad en el uido.En el análisis de un uido de perforación resul-ta fundamental la determinación de cloruroscomo un contaminante, el aumento de la sa-linidad aumenta generalmente la solubilidadde otras sales (yeso y anhidrita), el agua saladacomo contaminante provocará un incremento

Tabla 4. Determinacion de alcalinidad y resultadoen lodos base aceite.

Condición Resultado

Alcalinidad por OH Lodo estable y en buenas Alcalinidad por OH Y CO

3Lodo estable y en buenas

Alcalinidad por CO3

Lodo inestable pero puede ser controlado

Alcalinidad por CO3 Y HCO

3Lodo inestable y difícil de controlar.

Alcalinidad por HCO3

Lodo inestable y muy difícil de controlar




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de viscosidad, de las propiedades reológicas ytixotrópicas, así como del ltrado.

Equipo

- Cápsula de titulación- Agua destilada.- Indicador cromato de potasio.- Nitrato de plata 0.028 N.- Fenolftaleína- Ácido Sulfúrico 0.1N

Procedimiento para lodo base agua:

1. Ponga 1 ml. de ltrado en la cápsula detitulación agregue 25 ml. de agua destiladapara observar bien el vire.2. Agregue de 4 a 5 gotas de fenolftaleína,si la muestra cambia a rosa, titule con ácidosulfúrico 0.1 N, agitando hasta que desapa-rezca el color3. Agregue unas 6-8 gotas de indicadorde cromato de potasio esta mezcla tomara uncolor amarillo.

4. Titule con nitrato de plata 0.028 N(1:1000), agitando la mezcla hasta que apa-rezca un color rojo ladrillo. el gasto obtenidomultiplicarlo por 1000 y estos serán ppm decloruros en el ltrado del lodo.

8.7.10 Salinidad

Es un método de titulación que mide el volu-men estándar de nitrato de plata requeridopara entrar en reacción con los iones de clo-

ruro (y otros haluros) para formar sales decloruro de plata insoluble (o haluro de plata).En los procedimientos de las pruebas se pue-de utilizar la misma muestra que se utilizo parala prueba de alcalinidad, siempre y cuando lamuestra sea acídica (pH menor a 7.0). El valorde cloruro registrado en todo el lodo puede ser

asignado a la fase acuosa hasta el punto desaturación. La concentración de sales solublesen agua se encuentra en una relación directacon la efectividad con la que el lodo controla la

lutita durante la “actividad de la fase acuosa”.El valor de la salinidad en la fase acuosa es ne-cesaria para ajustar el valor del agua de retortapara obtener el valor correcto de la cantidad desólidos para el lodo a base de aceite.

Equipo- Muestra anterior de alcalinidad- Indicador cromato de potasio- Nitrato de plata 0.028 N.

Procedimiento:

1. A la muestra anterior agregar 15-18 gotasde cromato de potasio

2. titular con nitrato de plata 0.028 N(1:1000) hasta que se observe el vire deamarillo a rojo ladrillo apuntando el gastoobtenido de nitrato de plata en ml.

8.7.11 Potencial hidrógeno (PH)

La medición en el campo del pH del uido deperforación (o ltrado) y los ajustes del pH sonoperaciones críticas para el control del uido

de perforación. Las interacciones de la arcilla,la solubilidad de distintos componentes y laecacia de los aditivos dependen del pH, aligual que en el control de los procesos de co-rrosión causada por ácidos y el sulfuro.Se usan dos métodos para medir el pH dellodo de perforación base agua dulce: un mé-

% en peso de CaCl2 =

Vol ( AgNO3 ) x 15.65x 100Vol ( AgN03 ) x 15.65 + ( fracc. agua x1000 )

ppm de CaCl2= % en peso de CaCl

2 *10,000

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todo colorimétrico modicado, usando tirasde prueba con refuerzo de plástico (palillos);y el método potenciométrico, usando el medi-dor electrónico de pH con electrodo de vidrio.

El pH de un lodo indica su acidez o alcalinidad.En la escala de pH el rango de acidez varía de1 hasta 7 (en acidez decreciente) y el rango dealcalinidad comienza en 7 hasta llegar a 14 (enalcalinidad creciente). Un pH de 7 es neutro.Los uidos de perforación son casi siempre alca-linos y el rango habitual de pH es de 9.0 a 10.0.

El potencial de Hidrogeno (pH) nos proporcio-na la alcalinidad o acidez de un uido, de acu-erdo a la siguiente escala.

El uso de esta propiedad en nuestro uido deperforación, es trabajar con un pH arriba de 7para:

• Evitar o disminuir la corrosión en el siste-ma de circulación.

• Apoyo en la dispersión de la bentonita.• Hacer más efectivo el uso de algunos pro-

ductos químicos.• Soportar mayor concentración de algunas

contaminaciones.Su determinación se puede realizar por instru-mento y con el papel phyelryom (Fig.8 y Fig.9).

8.7.12. Contenido de arena

Cuando se perforan formaciones arenosaso arenas, es necesario llevar el control de

arenas para eliminarlas, por los grandesproblemas que ocasiona en el sistema decirculación. Para medir esta concentra-ción, se realiza el análisis del contenido dearenas en el uido de perforación (Fig.10)

Problemas causados por un alto porcentajede arena en el uido:

• Incremento en la densidad.• Alteraciones de las propiedades reológi-

cas.

• Aumento en el ltrado.• Formación de un enjarre deciente.• Daño por abrasividad a las partes metáli-

cas de las bombas de lodos.• Desgaste prematuro de las barrenas.• Daños por abrasividad a las tuberías (TP,

HW, DC y TR´S).

Fig. 10. Equipo para medir el contenido de arena(% en volumen de arena).

Fig. 9. Tiras indicadorasde PH

Fig. 8. Medidorelectrónico de PH.




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8.7.13 Estabilidad Eléctrica (Emulsión)

La estabilidad eléctrica es una propiedad re-lacionada a la estabilidad de la emulsión y su

capacidad de mojarse con el aceite. La esta-bilidad eléctrica se determina aplicando unaseñal sinosoidal, conectada por una rampa dea 2 electrodos planos paralelos inmersos en ellodo. La corriente resultante permanece bajahasta que se alcanza un voltaje umbral, dondela corriente aumenta rápidamente.

Equipo

- Probador de emulsión (Emulsión Tester)- Recipiente plástico- Thermocopa- Termómetro de 0 - 105ºC ( 32 - 220ºF)- Verique la calibración del equipo, de

acuerdo a las instrucciones del fabricante.

Procedimientos:

1. Coloque la muestra en la thermocopa ycaliente hasta alcanzar la temperatura de120ºF ( 49ºC ), y deposítela en el recipien-

te plástico o de cualquier otro material,

pero que no sea metálico.2. Asegúrese de que el electrodo este limpio,

y proceda a sumergirlo dentro del lodo yagite manual y ligeramente durante 10

segundos para asegurar una temperaturauniforme.3.De acuerdo a las instrucciones del aparato,

roceda a hacer la lectura sin mover el elec-trodo durante la lectura repita la pruebaen la misma muestra las lecturas no de-berán de diferir en más de un 5 % , de serde otra forma, el probador o el electrodoesta funcionando mal..

Reporte el promedio de las dos lecturas,como la estabilidad eléctrica del lodo y las

unidades son volts.

8.8 Tipos y usos de materiales químicospara los uidos de perforación

Los productos químicos utilizados en los ui-dos de perforación son numerosos. Se clasi-can con base en su composición y uso, esconveniente que antes de usar un productoquímico se tenga información de su hoja de

datos de seguridad y que el personal use suequipo de protección.

Tabla 5. Tipos, Nombres y usos de algunos materiales químicos para los uidos de perforación.

Producto Nombre comercial Función

Sulfato de bario (BaSO4) Barita (Densidad promedio -4.25 gr/cm3) Densicante

Oxido de Fierro (Fe2O

3) FER-O-BAR

Densicante (soluble hasta un 85% en ácido

clorhídrico)

Carbonato de Calcio (CaCO3) Carbonato de calcio

Densicante (No daña la formación

productora). Material obturante preventivo depérdidas.

Cloruro de sodio (NaCl) Cloruro de sodio Preparacion de salmuera hasta 1.19 gr/cm3

Cloruro de Calcio (CaCl2) Cloruro de calcio Preparación de salmuera hasta 1.39 gr/cm3

Bromuro de Calcio (CaBr 2) Bromuro de calcio Preparación de salmuera hasta 1.70 gr/cm3

Sales Formiato (Cesio, Potasio, Sodio) Formiatos Preparación de salmuera hasta 2.3 gr/cm3

Montmorillonota Sodica Bentonita Viscosicante y control de ltrado

Ácidos Grasos Drilex, Perfoil -1 invermul, etc.Emulsicante para uidos de emulsion

inversa

Detergentes (Surfactantes)Lubrisesa, Q-T-50, Drilling detergente,Prodet Plus, etc.

Precipitar arenas, emulsicar aceites,

prevenir embolamiento de barrena ylubricante secundario.

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Tabla 6. Problemas, síntomas y tratamientos correctivos en los uidos de perforación base agua.

8.9 Problemas y tratamiento en el Fluidode Perforación base – agua y base–aceiteemulsión inversa

8.9.1 Fluidos de Perforación Base Agua

Problema Síntoma Tratamiento Correctivo

Yeso Anhidrita• Alta viscosidad y gelatinosidad y aumento

de ltrado.

• Calcio y sulfato en el ltrado

• Tratar previamente si se trata de pequeñas canti-dades, o remover químicamente con carbonato debario o de sodio.

• Si se trata de andhidrita masiva cambie el sistema.

Embolamiento de la barrena

• Disminución en la velocidad de penetra-ción. Succión en los viajes. Barrenas enbuenas condiciones, con poco desgaste,pero con recortes adheridos en forma

muy compacta.

• Añadir diesel para emulsionar el lodo.• Controlar la viscosidad y el gel.• Mejorar la hidráulica.

Abrasión• Disminución de la vida útil de la barrena y

desgaste excesivo de la parte hidráulicade la bomba de lodo.

• Disminuir el contenido de arena por dilución agre-gando agua.

• Usar el desarenado para mantener el contenidomínimo de arena.

Alta perdida de ltrado • Enjarre esponjoso, blando y muy grueso.• Si el sistema contiene suciente aditivo de control

de ltrado, añadir arcillas (bentonita) al sistema

(control con la prueba de azul de metileno)

Perdidas de circulación• Disminución del volumen en las presas.

Perdida completa del retorno de lodo.

• Disminución de la densidad del lodo siempre quesea posible.

• Bajar el gasto de bomba para disminuir la densi-dad equivalente de circulación.

• Añadir material de pérdida de circulación.• Colocar tapón de diesel-bentonita o diesel-bento-

nita-cemento.

Lodo inestable• La barita se separa por sedimentación y

precipitación

• Aumentar la viscosidad por adición de un viscosi-cante.

• Agregar estabilizador de viscosidad en lodoscalientes y/o con altas densidades.

Alta viscosidad

• Elevada viscosidad Marsh y plástica.Punto de cedencia y gel elevados. Altocontenido de sólidos.

• Poner a funcionar el sistema de eliminación desólidos. Se requiere dilución con agua. Posterior-mente puede utilizarse un reductor de viscosidad

• Elevada viscosidad en el embudo y plás-tica. Punto de cedencia y gel normal, altocontenido de sólidos.

• Poner a funcionar el sistema de eliminación desólidos, se requiere también dilución de agua.

• Elevada viscosidad en el embudo y plás-tica. Punto de cedencia y gel elevados.Sólidos normales.

• Añadir dispersantes

Alta perdida de ltrado • Viscosidad normal • Añadir agente de control de ltrado.

Bajo pH • pH por debajo de 7.0• Añadir sosa caustica, posiblemente se tenga agua

salada en el sistema.• Añadir inhibidor de corrosión.

Derrumbes (sólidos grandesdiferentes a los recortes de

perforación)

• Exceso de recortes en la temblorina.Tendencia a atraparse la tubería

• Aumentar si es posible la densidad.• Reducir el ltrado.

• Aumentar la viscosidad si es posible.• Convertir a un uido inhibidor.




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Tabla 6. Problemas, síntomas y tratamientos correctivos en los uidos de perforación base agua.

Nota: la anterior tabla generaliza los conceptos, los correctivos aplicados dependerán de los productoscomerciales de la compañía prestadora del servicio.

Problema Síntoma Tratamiento Correctivo

Contaminación con agua

• Incremento en las propiedades reologicas.• Reducción en la relación aceite-agua.• Aumento en el ltrado APAT.• Disminución en la densidad.• Aumento en el volumen de uido en las presas.• Disminución de la salinidad.

• Añadir emulsicante.• Ajustar la relación aceite-agua y añadir el

resto de aditivos.• Ajustar salinidad.

Alta concentración de sólidos• Aumento constante de las propiedades reologicas.• Disminución en el avance de perforación.• Incremento de sólidos de la formación en el uido.

• Disminuir el tamaño de malla en las mallasvibratorias.

• Checar que el equipo supercial eliminadorde solidos este funcionando.

• Aumentar la relación aceite-agua.

Exceso de emulsicante secundario(componente a base de polvo de asfalto)

• Incremento en las propiedades reologicas.• El incremento de viscosidad es posterior a un trata-

miento con emulsicantes secundario.• La viscosidad se incrementa después de dar 2 o 3

ciclos el uido dentro del pozo.

• Suspender adiciones de emulsicantes.• Aumentar la relación aceite-agua.• Añadir emulsicante principal.

Inestabilidad de la emulsión

• Aspecto grumoso del uido.• Difícil de emulsicar mas agua.• Baja estabilidad eléctrica.• Hay presencia de agua en el ltrado APAT.

• Si hay huellas de agua en el ltrado APAT,añadir emulsicante principal.

• Si el ltrado es alto, añadir emulsicanteprincipal y secundario.

Asentamiento de barita

• Ligera disminución en la densidad.• Poco retorno de recortes a la supercie.

• Bajo valores del punto de cedencia y de gelatino-sidad.

• Presencia de barita en el fondo de las presas y enlos canales de conducción del uido en la supercie.

• Añadir arcilla organolica dispersable endiesel.• Bajar la relación aceite-agua si esta es alta.

Derrumbes, fricción y empaquetamientoen la sarta de perforación

• Baja salinidad.• Se incrementa la concentración de sólidos.• Los recortes de obtienen blandos y pastosos.

• Aumentar salinidad.• Añadir emulsicante principal. Revisar que

las tomas de agua en las presas estén ce-rradas.

Contaminación con gas

• Si el gas de CO2 aumentan el ltrado FATAP y

cuando la contaminación es alta aparece agua enel ltrado.

• Disminuye la densidad.• Hay inestabilidad en la emulsión y toma un aspecto

grumoso.

• Añadir el desgasicador.• Añadir cal para Contaminación de CO

2.

• Aumentar agitación.• Aumentar densidad.

Perforación de mantos salinos • En la temblorina se obtienen recortes de sal.• Se incrementa la torsión en la sarta de perforación.

• Aumentar densidad.• Aumentar salinidad.

Sólidos humectados con agua: barita y/orecortes

• Apariencia grisácea del lodo. • Añadir agua salada y cal.• Asegurarse que la relación aceite-agua yconcentración de aditivos son correctos.

8.9.2. Fluidos de Perforación Base AceiteEmulsión Inversa

8.10. Control de sólidos en el uido deperforación

8.10.1. Clasicación de los sólidos

Durante la perforación de un pozo a medidaque avanza la barrena se originan recortes de

la formación, eliminándose parte de ellos en lamalla de la temblorina y en la presa de asen-tamiento y el resto quedan formando parte

como sólidos en el Fluido de Perforación, de-nominándose sólidos indeseables. Todo sólidoque se agrega al uido de perforación en lasupercie para la preparación y mejoramientode sus propiedades, se le llama sólidos desea-bles. En la siguiente tabla tenemos la clasica-ción API para sólidos de acuerdo a su tamaño.

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8.10.2. Ventajas de trabajar con bajo conte-nido de sólidos derivados de su control

• Aumento en la velocidad de penetración

(m/h)• Aumento en la vida útil de la barrena.• Menos pegadura por presión diferencial.• Reducción en el tratamiento del Fluido de

Perforación.• Menos dilución en el tratamiento del ui-

do.• Menos mantenimiento en la parte hidráu-

lica de las bombas de lodos.• Agujeros más parejos (menos erosión).• Cementación más eciente.

• Menos daño a la formación productora.• Menos densidad equivalente de circula-

ción (DEC)

8.10.3. Métodos para la remoción de sóli-dos

Se puede considerar que la primera elimina-ción o remoción de sólidos por medio de las

mallas y la presa de asentamiento, como unmétodo primario y en el caso del uso de losequipos de remoción mecánica, como un mé-

todo correctivo. Como primera etapa de la ca-dena de limpieza del uido de perforación oremoción de sólidos, los vibradores constitu-yen la primera línea de defensa contra la acu-

mulación de sólidos.

Para comparar la eciencia de los equipos decontrol de sólidos, se usa una clasicación delos tamaños de partículas basadas en el pun-to de corte, que se reere a la combinaciónde un tamaño micrométrico con el porcentajedel tamaño de partículas que se elimina. Estepunto de corte se indica con la letra “D” y unsubíndice indicando el porcentaje eliminando,ejemplo:

Punto de corte D50 de 40 micronesNos indica: 50% de las partículas de 40 micro-nes se eliminan.

Características de los Vibradores o temblo-rinas.

• Vibrador de movimiento circular. Tienebaja fuerza “g” y produce un transporte

rápido. Este diseño es ecaz con los sóli-dos pegajosos de tipo arcilloso. Tiene bajacapacidad para secar lo recortes.

Tabla 8. Relación de tamaño de sólidos con malla requerida.

Material Diámetro o

micrones

Malla de tamiz requerida para

remover

Diámetro

pulgadas

Arcilla coloide bentonita1 0.00004

5 0.0002

Limo (silt), barita, polvo de cemento fno 44-46 1470-400 0.0017-0.0018

Arena fna

44 325 0.0017

53 270 0.00209

74 200 0.0029

Arena mediana105 140 0.0041

149 100 0.0059

Arena gruesa500 35 0.002

1000 18 0.04




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• Vibrador de movimiento elíptico. Tieneuna fuerza “g” moderadamente alta y untransporte lento en comparación con lostipos circulares o lineales. Produce mayor

secado.• Vibrador de movimiento lineal. Es la másversátil, produce una fuerza “g” bastantealta y un transporte potencialmente rápi-do, según la velocidad rotacional, el án-gulo de la cubierta y posición de le mallavibratoria.

Un Vibrador es tan eciente como el tamañodel entramado y la calidad de su malla. El di-

seño de malla a instalar será de acuerdo a laetapa (formación) que se esté perforando.

El numero de malla. Nos indica el número deaberturas por pulgada lineal por ejemplo unamalla de 20 x 20, tiene 20 aberturas y ademásnos proporciona el número de alambres por

pulgada, en este caso se tiene 20 alambres.Cuando el número es igual, la abertura es cua-drada y en caso contrario es rectangular (mallaoblonga), si se tiene la malla de 20 x 30, enuna dirección se localizan 20 aberturas y en laotra (perpendicular) 30 aberturas. De acuerdoal fabricante, la maya 70 x 30, se puede des-

Figura 11. Vibradores de movimiento lineal.

Fig. 12. Vibrador de vibrador de movimiento.

Fig. 13. Movimiento circular elíptico.

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cribir como una maya oblonga, de 70 ó de 80,para clasicar la abertura rectangular ecaz entérminos de cuadrado equivalente, o posible-mente de 100.

Área abierta. Es el área no ocupada por alam-bres. Una maya de 20 x 20 con un área abiertade 43.6 %, manejará un volumen de FLUIDODE PERFORACIÓN mayor que la de 80 x 80 quetiene una área abierta de 31.4 %. Si una mayaes plana tiene mayor área efectiva de proce-so del uido. En caso de colocar 2 mayas enTándem, se colocan en la parte superior la demayor área abierta y abajo la de menor área.

Conductancia. Es la capacidad de caudal opermeabilidad relativa por espesor unitario deuna maya (API-RP 13E). Esta denición se basaen la ley de Darcy, sus unidades más usuales:

kilodarcy/cm (kd/cm) o kd/mm. La capacidadde ujo de la maya se determina a partir de suconductancia y del área total no taponada.

Con base en lo anterior, se recomienda utilizarunidades elípticas desbalanceadas y circulares

para la arcilla pegajosa (gumbo) o sólidos pe-gajosos y suaves, y como vibradores de prime-ra separación. Las unidades con movimientolineal se emplean para todas las aplicaciones

donde se necesita una malla na.

8.10.4. Equipos de control de sólidos

Cuando el uido de perforación es procesa-do en la primera limpieza de los recortes de laformación, es lógico que no todos ellos seráneliminados, los más pequeños pasan la mallay otros se pueden quedar en la presa de asen-tamiento, los sólidos restantes formarán partedel uido de perforación y estos al no tener un

control, aumentarán su concentración, provo-cando posibles problemas en las operaciones.Un apoyo para la detección de un alto conte-nido de sólidos, es aplicar el análisis de sóli-dos/líquidos y compararlos con los datos detablas para uido de perforación en condicio-nes normales, para tomar la decisión del usodel equipo de control de sólidos.

El principio aplicado en los eliminadores de

sólidos es el efecto de “ciclón” al provocar unafuerza centrifuga. Si se hace pasar el uido deperforación en forma tangencial a través deun hidrociclón (Fig.10 y 11), esto provoca unciclón en el interior y por medio de la fuerzacentrífuga manda los sólidos a la pared del hi-drociclón y por propio peso y tamaño se res-balan a la parte inferior en donde son elimina-das, el uido de perforación limpio en la partecentral es recuperado en forma continua. Enlos equipos desarenadores y desarcilladores es

aplicado el principio del hidrociclón (Fig. 14)

Para estos equipos, se les debe de proporcio-nar la presión adecuada del uido al múltiplede admisión, que se le denomina “cabeza hi-drostática”. Muchos hidrociclónes están dise-ñados aproximadamente para pies de cabeza

Tabla 9. Especicaciones comunes de las mallas.

MallaDiámetro de

alambre(PG)

Abertura(PG)

Abertura(MICRAS)

Áreaabierta

%

10 0.025 0.075 1875 56.3

20 0.17 0.033 825 43.6

20x8(20-obl.) 0.020/0.028 0.030/0.097 763/2468 48.1

20x 30(40-obl) 0.015 0.035/0.018 891/458 39.1

20x40(60-obl) 0.014/0.012 0.036/0.013 916/331 39.4

20x60 (80-obl) 0.014/0.009 0.036/0.008 916/204 37.4

30 0.013 0.02 500 36.0

40 0.01 0.015 375 36.0

50 0.009 0.011 275 30.3

60 0.0075 0.0092 230 30.5

80 0.0055 0.007 175 31.4

100 0.0045 0.0055 140 30.3

120 0.0037 0.0046 117 30.5

150 0.0026 0.0041 104 37.8

200 0.0021 0.0029 74 33.6




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ueve hacia elterior y hacia

arriba

El lodo semueve hacia elinterior y hacia

arriba

Tabla 10. Condiciones óptimas de un lodoconvencional (base agua).

Fig. 14. Principio del hidrociclon.

Fig. 15. Características del desarenador.Tabla 11. Condiciones óptimas para un uido deperforación base aceite EI.

• Conos: 10” a 12” de diámetro• Gasto: 400 a 500 gal/min c/u• Punto de corte: D50 (40 a 60

micrones)• Remoción de solidos tamaño

de arena• Cabeza hidrostática: 75 a 90 ft

• Generalmente 2 ó 3 conos en elmanifold

DENSIDAD

(GR/CM3)

VISCOSIDADPLÁSTICA

(CPS)

PUNTO DECADENCIA

(LB/100 PIE2)

RELACIÓN

ACEITE/AGUA

1.0 16-24 6-10 60/40

1.10 20-30 8-12 62/38

1.20 22-36 10-16 64/36

1.30 26-42 10-20 65/35

1.40 28-48 12-22 67/33

1.50 32-54 14-24 70/30

1.60 34-60 16-28 70/30

1.70 36-64 16-30 72/28

1.80 40-70 18-32 75/25

1.90 44-78 18-36 75/25

2.00 50-84 20-40 77/232.10 58-94 22-46 80/20

2.20 64-104 24-52 80/20

2.30 70-110 28-56 85/15

2.40 72-114 30-60 90/10

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Fig. 18. Centrífuga decantadora.

Fig. 19. Diferentes tipos de centrifugasdecantadoras.

8.10.6 Secuencia genérica de instalación deequipos de eliminación de sólidos

8.11. Pérdidas de circulación

8.11.1. Causas de las pérdidas de circulación

Uno de los problemas más serios que se pre-sentan durante el proceso de perforación es la

llamada “Perdida de circulación”.La pérdida de circulación consiste en la pérdi-da de lodo hacia las formaciones expuestas enel pozo.

Existen 2 tipos de Perdidas de Circulación:

Pérdida Parcial: En la pérdida parcial se tienecirculación y disminución del nivel del uidode perforación en las presas. El volumen de

lodo bombeado al pozo no regresa en su to-talidad por la línea de ote.

Pérdida total: No se tiene circulación ó retornodel uido de perforación por la línea de ote.Las causas de las pérdidas de circulación, sepueden clasicar por:

Fig. 20. Secuencia genérica de instalación deequipos para eliminación de sólidos.

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a) Origen natural y geológica:

• Formaciones fracturadas. Se presentan

generalmente en cualquier formación.• Formaciones permeables. Ocurren gene-ralmente en gravas, arenas altamente per-meables, formaciones poco consolidadas,etc.

• Cavernas. Generalmente se presentan encalizas y son totales.

b) Mecánicas o inducidas:

• Perforar con un uido de Perforación de

alta densidad no requerida.• Perforar con un uido de Perforación con

altas Reologias.• Pistonear el pozo, al meter tubería en for-

ma rápida.• Mal asentamiento de T.R.• Al iniciar la circulación con alto gasto y

uido de perforación con altas Reologias.

8.11.2. Tipos y materiales para el control depérdidas

El material de pérdida de circulación agrega-do al Fluido de Perforación, afecta a sus pro-piedades, sin embargo por necesidad se tieneque agregar, estos se pueden clasicar en:

• Fibrosos: Borra, aserrín, bagazo de caña,asbesto, sintéticos, etc.

• Granular: Se divide en no, medio y grue-

so. El material puede ser: Cáscara de nuezmolida, plástico, caliza molida, carbonatode calcio, etc.

• Escamas: Escamas (celofán), Mica (na ygruesa).

Lo más recomendable cuando se utilizan los

materiales de pérdida de circulación es com-binarlos entre sí para que surtan mayor efecto.Asimismo, circular a bajo gasto y evitar el pasodel uido de perforación por la temblorina ó

Vibrador. La concentración del material y tipo,es en función de la magnitud de la perdida.

Nota: Tomar en cuenta el tipo de obturante yla concentración máxima permitida cuando setrabaja con herramientas de fondo navegables(motor de fondo, Lwd, etc.).Usar barrenas sintoberas para altas concentraciones con obtu-rantes brosos ó de escamas.

8.11.3. Tapones Diesel- Bentonita y de sal

para pérdidas de circulación

Un tapón, se puede considerar como un volu-men de lechada con propiedades de capaci-dad de obturar formaciones donde se presen-tan las pérdidas de circulación, desplazado poruido de perforación o agua. Entre los tiposde tapones se pueden tener:

• Tapón Diesel-Bentonita (DB)

• Tapón de cemento (TXC)• Tapón de Barita• Tapón de cemento-Bentonita (CB)• Tapon de diesel-bentonita-cemento

(TDBC)• Tapón de cemento- Gilsonita• Tapón de Barita (Brote asociadas con pér-

didas)• Tapón de sal

8.11.4 Tapón Diesel-Bentonita (DB)

Está considerado como temporal y general-mente es aplicado para obturar pérdidas de cir-culación de tipo natural o geológica y otras endonde se requiera. Al mezclar la Bentonita conel Diesel, esta queda en suspensión, mientrasexista agitación, en el momento de colocarlo y




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dejarlo en reposo a la profundidad deseada, laBentonita se precipita y al hacer contacto conel agua presente, se hidrata y se hincha.

Actividades en la colocación de un tapón DB

1. Preparación y equipo para desplazarlo

Se requiere tener conocimiento de la severi-dad de la pérdida, la densidad del tapón, diá-metro del agujero y espacio aproximado de lazona por cubrir, para calcular el volumen dela lechada. Si la pérdida es severa, se consi-dera un volumen adicional, de 0 a 100% delvolumen por cubrir, para la concentración de

bentonita se puede aplicar en forma prácticala siguiente tabla:

2. Recomendaciones durante las operaciones

Se requiere que se consulte y aplique el pro-

cedimiento para la colocación de tapones. Acontinuación expondremos algunas recomen-daciones complementarias, a saber:

1. Tener la información para el cálculo del ta-pón y desplazamiento.

2. Limpiar la mezcladora, cerrar líneas de

agua, desplazar con diesel las líneas desucción y descarga en el interior de lasbombas de la unidad de alta, todo estopara evitar contacto de la bentonita con el

agua antes de tiempo.3. Instalar un tubo difusor, para que el ujodel tapón sea en forma radial.

4. Colocar la tubería de perforación aproxi-madamente 5m aprox. arriba de la zonapérdida.

5. Aplicar un gasto de desplazamiento de 4a 6 bl/min y en caso de inyección gastosbajos de ¼ ó ½ bl/min por intervalos.

6. Separar el tapón con baches de + - 50 a100 m lineales.

7. Si en la inyección, la presión en el espacio

anular empieza a manifestarse, disminuyael gasto en esta parte, en caso contrarioaumente el mismo.

8. En caso de algún problema y es conve-niente levantar la tubería, suspenda laoperación para levantarla arriba de la cimateórica y continuar la operación.

9. Inyecte el volumen total de lechada, ob-servando las presiones por espacio anulary tubería.

10. Al terminar la operación, verique con

bomba que no esté tapada la tubería.

3. Calculo de un tapón y volumen de des-plazamiento

Colocar un tapón de diesel - bentonita en unagujero de 12” a una profundidad de 800.0 m,de una longitud aproximada de 100.0 m condensidad de 1.38 gr/cm3, T.P. -5”, 19.5 lb/ft, D.I.-4.276”, capacidad -9.26 L/m, capacidad deagujero -72.965 L/m

Operaciones:

• Volumen total de la lechada

72.965 L/m x 100m = 7,296 L = 7.29m3

Tabla 12. Concentración para tapones dieselbentonita.

( ) =

( ) ( .

( . )

Relación sacos(bentonita)/m3

(diesel)

Volumen deLechada m3

Densidad deLechada gr/cm3

10/1 1.200 1.1212/1 1.240 1.1614/1 1.280 1.2016/1 1.320 1.2418/1 1.360 1.2820/1 1.400 1.3122/1 1.440 1.3524/1 1.480 1.38

26/1 1.520 1.41

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8.12 Desplazamiento de uido por cambiode base

El desplazamiento de Fluido de Perforacióno de control por agua dulce y/o por uidoslimpios, se realiza con la nalidad de efectuarla remoción del lodo, el enjarre adherido a lasparedes de las tuberías, así como la elimina-ción de los sólidos en suspensión presentes enel interior del pozo, sean estos: barita, recortes

o cualquier contaminante o sedimento quehubiera que remover.

Se recomienda utilizar uidos con caracterís-ticas físico- químicas, que permitan la desin-tegración de los contaminantes y asegurar sutotal dispersión y posterior acarreo hasta lasupercie.

Factores a considerar para un programa de

desplazamiento• Condiciones de temperatura: La tempe-

ratura afecta las condiciones y propieda-des del Fluido de Perforación o de controldentro del pozo, aunque este será despla-zado es necesario tomar en cuenta la for-

ma como pudiera la temperatura afectar alos uidos diseñados para circularse den-tro del pozo.

• Presión del Pozo: La presión puede in-cidir drásticamente en el equilibrio depresiones, que debe mantener en un des-plazamiento de uido. En ocasiones se re-quiere del apoyo de la unidad de alta parael desplazamiento.

• Diseño de las tuberías: Las tuberías tan-to de producción como de revestimiento,inuyen en el gasto o volumen por bom-bearse al pozo, así como también afectan

a los regímenes de ujo. Dependiendo delas tuberías o accesorios que llevan estas,será diseñado el programa para desplazarel uido, ya que en aparejos de produc-ción anclados, se circula a través de losoricios de la camisa y esto inuirá másque si tuviéramos una tubería franca, porlo que es necesario conocer previamentelas tuberías a través de las cuales se lleva-rá a cabo el desplazamiento y diseñar el

programa más adecuado al mismo.• Carecer del equipo necesario para efec-

tuar las operaciones diseñadas en su-percie: Si el gasto necesario no es dadopor las bombas o equipo de supercie,su eciencia será severamente reducidalo que puede ocasionar problemas paratener un desplazamiento y una limpiezatotalmente efectiva.

• Tipo de uido por desplazar que setenga en el pozo: Este es el factor másprimordial ya que dependiendo de lascondiciones de este, será la eciencia deldesplazamiento. Se debe tomar en cuentasu densidad y viscosidad, considerado quemientras estas propiedades sean mayores

Fig. 22. Diagrama de ujo para colocar tapón desal.




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existirá una mayor diferencia de presiónal ser desalojado y también una probabledisminución en el gasto programado.

• Efectividad del programa de desplaza-miento: Desarrollar un programa de des-plazamiento que no sobrepase las condi-ciones de que se disponga en supercie.Es necesario vericar en primer lugar, laexistencia de todos los materiales y equi-pos programados y posteriormente moni-torear el avance, eciencia y cumplimientodel programa diseñado.

• Productos químicos: Se debe considerar

el diseño de los espaciadores y lavadoresquímicos especiales, ya que la mayoría delos uido de perforación utilizados son in-compatibles con las salmueras, y es nece-sario su programación para garantizar unalimpieza y desplazamiento efectivo deluido de perforación o de control hacia lasupercie sin contaminación.

Formas de desplazamiento

Existen dos formas para efectuar el desplaza-miento del uido de control, ya sea por aguadulce, salmuera libre de sólidos o la combina-ción de ambos: circulación inversa y circula-ción directa.

La selección del procedimiento más adecua-do depende de las condiciones operativas quese tengan en el pozo en cuestión, así comolas condiciones de calidad de las tuberías de

producción y/o revestimiento que se tengan,de los resultados obtenidos de los registrosde cementación en las zonas o intervalos deinterés, y el tipo de uido que se tenga en elinterior del pozo.

Circulación Inversa

Si la información de los registros de cemen-tación y la calidad de las tuberías de revesti-miento indican que soportará una diferencia

de presión calculada, esta circulación es másfactible de ser utilizada.

Este procedimiento permite un mayor espa-ciamiento entre el agua dulce y los uidos pordesalojarse, así como será mayor el volumende agua en los espacios anulares y menor eluido que va quedando en las tuberías deproducción, así mismo pueden utilizarse re-gímenes de bombeo más elevados con ujosturbulentos.

Estos regímenes de bombeo son los más ade-cuados para este tipo de operaciones de lim-pieza de pozos al ser desplazado el uido decontrol; lo cual permitirá desplazamientos másefectivos y libres de contaminantes. Así mismotendremos menores tiempos operativos y unamenor adición de aditivos ya sean espaciado-res y de lavadores químicos, lo cual nos darácomo resultado una considerable reducción

en los costos del lavado y ltración. Circulación directa

Si los registros de cementación muestran zo-nas no muy aceptables para ser sometidas auna diferencial de presión calculada del uidode control a desplazarse con respecto al aguadulce, deberá utilizarse este método de cir-culación directa, en el cual no se obtiene undesplazamiento muy efectivo debido a que

los volúmenes de agua dulce a manejar sonmenores al circularse de las tuberías de pro-ducción a los espacios anulares. Los regímenesde bombeo serán menores al incrementarse elvalor de las pérdidas de presión por fricción, ypor consiguiente el empuje del agua sobre eluido de control en áreas más grandes creará

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deciencias para un desplazamiento efectivoy en algunos casos no se dará el régimen tur-bulento necesario para garantizar que el pozoestará totalmente limpio de contaminantes.

Así mismo serán necesarias mayores cantida-des de espaciadores y limpiadores químicos,aunado al mayor tiempo de circulación y porconsiguiente un costo más elevado por ltra-ción y por tiempos operativos.

Es necesario efectuar los cálculos pertinentespara que en ambos casos la presión de bom-beo que se programe, no rebase los límitespermisibles de colapsos o ruptura de las tube-rías, así como tener en cuenta los parámetros

de fractura de los intervalos de interés.

Recomendaciones previas al desplazamiento

1. Previo al desplazamiento del uido decontrol, ya sea base agua o base aceite,por el diseño de espaciadores y lavadoresquímicos., es necesario efectuar algunasconsideraciones referentes al uido decontrol que se encuentra dentro del pozo

y en presas de trabajo:2.En pozos sin accesorios dentro del mis-mo, bajar la tubería de producción conlos espaciadores adecuados a las tuberíasde revestimiento que se van a limpiar deuido de control, y hasta la profundidadinterior más cercana a la zona de interéspara remover los sólidos y residuos acu-mulados de las paredes de las tuberías.

3. En caso de tener accesorios como empa-ques, tratar de bajar la tubería diseñada

para el paso libre hasta la profundidadadecuada para efectuar el lavado delpozo.

4.Establecer circulación con la bomba delequipo al máximo gasto permisible enforma directa.

5. Un factor muy importante es el acondi-

cionar el uido de control en presas detrabajo y al circularse al interior del pozo,previo al desplazamiento del mismo, porlo que sus propiedades necesitan ser con-

sideradas desde el desplazamiento, paraprevenir la formación de geles de alto va-lor, ya que de esta manera el uido per-mitirá un mejor desplazamiento con ma-yor eciencias deben seguir las siguientesconsideraciones:

a) Efectuar la circulación del uido del pozohacia los equipos disponibles de elimina-dores de sólidos, con el propósito de re-mover contaminantes grandes, y de ser

posible hacia presas o tanques limpiospara ser reutilizado éste al salir ya libre desedimentos y agentes contaminantes.

b) Reducir a valores mínimos permisibles laviscosidad plástica y el punto cedente,para asegurar la movilidad del uido enlos espacios anulares y tener un ecientebarrido del mismo.

c) Evitar en esta etapa los espaciadores o píl-doras viscosas.

6. La sarta debe mantenerse con movimien-tos ascendentes y descendentes si lasherramientas lo permiten, girarse antesy durante el desplazamiento para rom-per geles o bolsas estacionarias de uidode control con sólidos acumulados y queproduzcan altas viscosidades.

7. Efectuar viaje corto o levantarse aproxi-madamente 300 m, y volver a bajar a laprofundidad programada y seguir circu-

lando el uido ltrado. Así mismo al tenerel pozo lleno de uido limpio. Este mo-vimiento de tubería permite elevar la e-ciencia del desplazamiento incluso a bajosgastos de bombeo.

8. Proceder a efectuar el desplazamientodel uido por espaciadores y lavadores




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químicos y por el uido nal programa-do para quedarse dentro del pozo, ya seaagua dulce o salmuera libre de sólidos,circulados a gastos máximos de bombeo.

La condición del ujo turbulento no esprecisamente necesaria, pero mejorara laeciencia de un desplazamiento.

9. Para diseñar los volúmenes de espacia-dores y lavadores químicos, es necesarioconsiderar el volumen por remover en ellavado de pozo, ya que en caso de estarmuy someros y el volumen por desalojarsea poco, el diseño puede ser ajustadopor menores cantidades y evitar excesosen los costos de estos reactivos.

10. En el caso de pozos de poca profundi-dad o de poca costeabilidad productiva,es conveniente efectuar un análisis delcosto benecio de evitar desperdicios derecursos en yacimientos con poco valorde recuperación económica.

Espaciadores y lavadores químicos

Todos los procesos para efectuar desplaza-

mientos de uido de control ya sea base aguao aceite, utilizan espaciadores y lavadores quí-micos, para evitar mezclas de uidos compati-bles y problemas de contaminación, así comopara limpiar el pozo de manera efectiva y parala separación de fases del sistema.

Los baches espaciadores que deban ser pro-gramados deberán ser compatibles con el ui-do que sale y el que le precede, pudiendo o noser más viscoso que los uidos por separar. Es-

tos baches deberán extenderse por lo menos30 m de la parte más amplia de los espaciosanulares para que tengan mayor eciencia,por lo que el diseño de los baches para tube-rías de revestimiento muy grandes deberá serajustado en sus volúmenes para garantizar sueciencia. Para uidos base aceite, su principal

contacto como espaciador debe ser el Dieselpor ser ambos compatibles.

Para uidos base agua, normalmente su prin-

cipal contacto se inicia con un bache de aguadulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existendiversos productos de las compañías de ser-vicios, los cuales pueden ser utilizados comoespaciadores, píldoras o baches viscosos y lim-piadores químicos, todos ellos utilizan produc-tos como viscosicantes naturales y sintéticos,soluciones alcalinas, surfactantes o solventes,para una activa remoción de contaminantesorgánicos e inorgánicos. Generalmente los la-vadores químicos son usados para adelgazar

y dispersar las partículas del uido de control,éstos entran en turbulencia a bajos gastos,lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares;normalmente su densidad es cercana al aguadulce. En algunos casos se diseñan productosabrasivos como arenas para barridos de lim-pieza. 8.13 Fluidos de terminación

8.13.1 Conceptos básicosEn operaciones de terminación y reparaciónde pozos es recomendable recordar la razónprincipal de usar los “uidos limpios”, que con-siste en mejorar los sistemas para optimizar laterminación o reparación e incrementar la pro-ducción y prolongar la vida del pozo al evitarel daño que se genera al utilizar uidos consólidos a la formación productora. Con base aeste propósito y las ventajas que presentan en

el campo, son disoluciones que se encuentranlibres de sólidos.

Es de grandes ventajas conocer algunos con-ceptos básicos de química para comprenderel comportamiento de una salmuera, por lotanto, a continuación expondremos algunos

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de los conceptos más comunes utilizados enla terminología de salmueras.

Disolución. Se forma una disolución cuando

una sustancia se dispersa de manera uniformeen otra. En otras palabras, las disoluciones sonmezclas homogéneas.

Solubilidad. La cantidad de soluto necesariopara formar una disolución saturada en unacantidad dada de disolvente se conoce comosolubilidad de ese soluto. Por ejemplo la so-lubilidad del NaCl en agua a 0°C es de g por00 ml de agua. Esta es la cantidad máximade NaCl que se puede disolver en agua para

dar una disolución estable, en equilibrio a esatemperatura. La solubilidad de la mayor partede los solutos sólidos en agua aumenta al in-crementar la temperatura de la disolución.

Temperatura de cristalización. Es la tempe-ratura a la cual la salmuera es saturada conuna o más de sus sales. A ésta temperatura, dela sal menos soluble se vuelve insoluble y seprecipita (el sólido precipitado puede ser sal o

hielo de agua fresca).8.13.2 Propiedades y preparación de sal-mueras

Densidad y viscosidad. Las densidades de lassalmueras varían de acuerdo al tipo y mezclade sales a disolver y su viscosidad está en fun-ción de la concentración y naturaleza de las

sales disueltas y la temperatura. Algunos valo-res típicos de la densidad y viscosidad de sal-mueras son las siguientes.

Turbidez. La turbidez de un uido es unamedida de la luz dispersada por las partícu-las suspendidas en el uido. Esta se mide conun Nefelómetro, expresando el resultado en“NTU”, siendo directamente proporcional a laconcentración de sólidos suspendidos, un ui-do limpio ha sido denido como uno que no

contiene partículas de diámetro mayor a 2 mi-cras y dar un valor de turbidez no mayor de 30NTU (Unidades Nefelométricas de Turbidez).

PH. Es la medida de la alcalinidad o acidez deun uido, en la ausencia de hidrólisis, solucio-nes diluidas de sales neutras muestran un PHneutro (7.0). Sin embargo las sales usadas enla industria petrolera muestran valores de PHdistintos debido principalmente a las concen-

traciones altas. El PH de salmueras con den-sidades cerca de 1.39 gr/cm3 es casi neutroy disminuye (Acidez) progresivamente con elaumento de densidad, como se muestra en lasiguiente tabla:

Como usted a observado, la variación del PHcon la densidad y la composición de las sal-mueras, debe de considerarlo como uno de

Tabla 13. Gravedad especica de salesutilizadas en salmueras.

Tabla 14. Salmueras, densidad y PH.

SistemaGravedadEspecífca.

Agua dulce fltrada 1.00

Salmueras:

Cloruro de Potasio (KCl) 1.16

Cloruro de Sodio (NaCl) 1.19

Cloruro de Calcio (CaCl) 138

Bromuro de Sodio (NaBr 2) 1.52

Bromuro de Calcio (CaBr 2) 1.70Cloruro de Cálcio/Bromuro de Calcio(CaCl

2/CaBr

2)

1.81

Bromuro de Calcio/Bromuro de Zinc (CaBr

2/ZnBr

2)

2.42

Bromuro de Zinc (ZnBr 2) 2.5

SalmuerasDensidad

gr/cm3 pH

NaCl/NaBr 1.08-1.50 7.0-8.0

CaCl2

1.38 6.5-7.5

CaBr 2

1.70 6.5-7.5

CaCl2/ CaBr

21.81 6.0-7.0

CaCl2/ CaBr

2/ZnBr

21.92 4.5-5.0

CaCl2/ CaBr

2/ZnBr

22.16 2.5-3.0

CaCl2/ CaBr

2/ZnBr

22.28 1.5-2.0




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los factores muy importantes para el efecto dela corrosión. La tasa de corrosión de las sal-mueras de alta densidad pueden ser disminui-das agregando aditivos como: inhibidores de

corrosión, secuestrantes de oxígeno y/o bac-tericidas.

Fórmulas para variación de la densidad en fun-ción de la temperatura.

Donde:

Ds = Densidad de la salmuera en la supercie, en gr/ cm3 (60°F).Dp = Densidad de la salmuera en el pozo, en g/cm3.Ve = Factor de expansión de volumen (Tabla 5).

*Tp = Temperatura promedio en el pozo, en °C.Gg = Gradiente geotérmico, en °C.P = Profundidad en donde se desea estimar la tempera-tura en el pozo, en m.

*Nota. Como la temperatura del pozo es variable enfunción de la profundidad, para estimar estas densida-des, una forma práctica de aplicar una temperatura delpozo es haciendo un promedio de las temperaturas cal-culadas con el gradiente geotérmico 1º/30 m, hasta laprofundidad total.

Ejemplos:

a) Si tenemos en supercie una salmuera con una den-sidad de 1.39 gr/cm3 ¿Qué densidad se tiene en el pozocon una temperatura promedio de 64°C?

= [ + ( . )]

= ( . )

= . +

Formula

= ( . )

Dp = ?

Ds = 1.39 g/cm3

Ve= 0.000264

Tp = 64 °C

Sustituciones y Operaciones

=.

+ . ( . )

= 1.391+ 0.000264 (115.2 28)

=1.39

1+ 0.000264 (87.2)

=1.39

1.023=1 .3587

= . /

gr/cm3

gr/cm3

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Tabla 15. Efecto de la presión y temperatura sobrelas salmueras.

Tabla 16. Preparación de una salmuera con clorurode sodio (NaCl).

Factores de expansión de volumen (Ve).

VeDensidad

gr/cm3 – (lb/gal)Tipo de

Salmuera

.000349 1.08 – (9.0) NaCl

.000406 1.14 – (9.5) NaCl

.000280 1.44 – (12.0) NaBr

.000333 1.08 – (9.0) CaCl2

.000300 1.14 – (9.5) CaCl2

.000289 1.20 – (10.0) CaCl2

.000260 1.26 – (10.5) CaCl2

.000240 1.32 – (11.0) CaCl2

.000239 1.38 – (11.5) CaCl2

.000271 1.44 – (12.0) CaBr/CaCl2

.000264 1.50 – (12.5) CaBr/CaCl2

.000257 1.56 – (13.0) CaBr/CaCl2

.000254 1.62 – (13.5) CaBr/CaCl2

.000253 1.68 – (14.0) CaBr/CaCl2

.000250 1.74 – (14.5) CaBr/CaCl2

.000250 1.80 – (15.0) CaBr/CaCl2

.000250 1.86 – (15.5) ZnBr 2/CaBr

2/CaCl

2

.000251 1.92 – (16.0) ZnBr 2/CaBr

2/CaCl

2

.000252 1.98 – (16.5) ZnBr 2/CaBr

2/CaCl

2

.000254 2.04 – (17.0) ZnBr 2/CaBr

2/CaCl

2

.000259 2.10 – (17.5) ZnBr 2/CaBr

2/CaCl

2

.000264 2.16 – (18.0) ZnBr 2/CaBr

2/CaCl

2

.000271 2.22 – (18.5) ZnBr 2/CaBr

2/CaCl

2

.000278 2.28 – (19.0) ZnBr 2/CaBr

2/CaCl

2

Densidadde

solución

Por ciento NaClpor peso

Gramosde sal

por litrosde

agua

ppm de(NaCl)

Solución Agua

1.0000 0 0:0 - -

1.0053 1 1:0 10.0 10,050

1.0125 2 2:0 20.3 20,250

1.0268 4 4:2 41.6 41,070

1.0413 6 6:4 63.8 62,480

1.0559 8 8:7 87.2 84,470

1.0707 10 11:1 110.9 107,070

1.0857 12 13:6 136.2 130,280

1.1009 14 16:2 162.4 154,130

1.1162 16 19:1 190.0 178,590

1.1319 18 22:0 219.0 203,740

1.1478 20 25:0 249.3 229,560

1.1640 22 28:2 281.0 256,080

1.1804 24 31:6 315.7 283,300

1.11972 26 35:1 350.5 311,270




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Tabla 17. Preparación de salmueras de diferentes densidades, usando cloruro de sodio, cloruro de calcio, y la combinación de ambos. Cantidad de materiales requeridos para preparar 1 m3 de salmuera a .º C.

Densidadgr/cm3

Cloruro deCalcio (CaCl2)

Kg

Cloruro deSodio (NaCl)

kg

Aguadulcelitros

Preparada únicamente con (CaCl2)

CaCl2 kg

Agua dulcelitros

1.00 8 996 8 9961.02 26 991 23 9931.03 46 984 37 9911.04 63 979 54 9891.06 80 974 68 986

1.07 100 967 83 9841.08 117 960 100 9771.09 134 953 117 972

1.10 154 946 131 970

1.12 174 939 148 9651.13 194 932 165 9601.14 214 924 182 955

1.15 231 917 200 9481.16 251 910 216 9431.18 271 900 231 9411.19 291 894 247 936

1.20 311 886 270 9291.21 83 250 874 285 9241.22 148 200 872 302 9141.23 205 154 875 319 9151.25 254 117 875 336 9101.26 296 91 870 353 9031.27 220 71 867 370 896

1.28 350 57 865 388 8941.30 385 46 862 405 9411.31 407 37 858 422 8841.32 430 28 858 439 8771.33 453 17 860 456 8721.34 476 8621.35 496 8551.37 513 8531.38 530 8461.39 547 7411.40 567 8311.41 587 825

1.43 607 8151.44 630 808

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Introducción:

Uno de los sistemas principales de un equipode perforación, Terminación y Reparación de

pozos es el Circuito de Circulación de Fluidosde la supercie al pozo y viceversa.

El buen diseño del sistema Hidráulico de Cir-culación, además de reducir el desgaste pre-maturo de las líneas, conexiones, accesorios yextremos hidráulicos de las bombas de lodos,ayudara a incrementar el gasto (régimen debombeo).

Incrementando con esto el acarreo de recortes

a la supercie reduciendo los gastos de com-bustible y refaccionamiento de bombas , altrabajar estas de manera Optima.

A continuación se mencionaran los compo-nentes del sistema.

9.1 Sistema circulatorio y bombas de lodo

9.1.1 Sistema circulatorioEquipo supercial:

•Presas de lodo

•Bombas de lodo•Tubo vertical•Manguera•Unión giratoria (swivel)•Flecha (Kelly)•Vibradores (temblorinas)

Flujo del uido en el pozo:

•Tubería de perforación•Tubería extra pesada (Heavy Weight)

•Lastrabarrenas (Drillcollars)•Barrena•Espacio anular en diferentes secciones•Línea de ote

9.1.2 Bombas de lodo

Diseño

Las bombas triples de simple acción son hoyen día la más versátil mundialmente utilizadaen la perforación de pozos petroleros por sueciencia y bajos costos de mantenimiento.Estas bombas están diseñadas con un sistemade supercargadoras para retroalimentarlasy obtener su máxima eciencia volumétrica.(Fig. 2)

Fig. 2. Bombas de lodo triplex de simpleacción.Fig. 1. Sistema circulatorio.

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Capítulo 9 - Hidráulica II

276



Para la ecacia de funcionamiento máxima, lapresión de la precarga debe ser 75 por ciento

de la presión mínima del sistema operativo ode 2,000 psi como mínima

Para las condiciones de funcionamiento nor-males, la presión de la precarga debe ser de50 a 60 por ciento de la presión media del sis-tema operativo o de 2,000 psi como mínima.

Para las condiciones de funcionamiento dellímite, la presión de la precarga se debe man-

tener entre 30 y 75 por ciento de una presiónde funcionamiento media del sistema o 2,000psi, mínimo. Para vericar si se tienen la pre-sión adecuada de precarga, se debe medir sinla presión de funcionamiento del sistema.

Válvula de seguridad

Para proteger la bomba y el sistema contrapresiones excesivas es necesario instalar unaválvula de seguridad o de alivio de reposiciónmanual (g.7). Esta se instala en el múltiple dedescarga en el lado opuesto donde se ubica lacámara de pulsaciones, por dos razones. (1) Siel tubo colador que lleva en la cruz de descar-ga esta obstruido, la válvula de alivio no pue-de detectar ni aliviar las excesiva presiones dedescarga; y (2) La válvula de seguridad o de

alivio y la tubería de derivación puede estorbary entorpecer la remoción de la brida para efec-tuar la limpieza periódica del tubo colador.

Esta válvula puede ser con resorte de reajusteautomático o de perno de corte; la descargadebe dirigirse a la presa y estar anclada per-

Fig. 4. Amortiguador de la succión de labomba.

Fig. 5. Componentes de la parte de la partehidráulica ( Módulo).

Fig. 6. Componentes de un módulo.

Fig. 3. Amortiguador de pulsacionesmarca HYDRIL serie “K”(Precarga de N

2).

EMPAQUETADURA

6. Asientos de válvula6. Válvulas6. Resortes de válvulas3. Camisas3. Pistones3. Vástagos6. Empaques de tapas3. Empaques de camisa




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fectamente, no se debe regresar a la succiónde la bomba, ya que al dispararse por excesode presión, ésta puede dañar las conexionesde baja presión. Está válvula deberá estar cali-

brada con un 10% abajo de la presión de tra-bajo de la camisa de la bomba o alguna otralimitante del equipo supercial.

NOTA: Se recomienda no utilizar esta válvulapara recircular el lodo a las presas, así comotampoco dispararla para descargar algunapresión entrampada de la bomba.

9.1.3. Cálculo del gasto de las bombas delodosFórmula para determinar el gasto en litrospor minuto en una Bomba Triplex de simpleacción, considerando un 100% de eciencia.

Q= 0.0386 x L x D2= L/embQ= 0.0102 x L x D2= gal/emb

Dónde:

Q = capacidad de la Bomba (litros x emboladas o galones x embolada)

L = longitud de la carrera (pulgadas)D2= diámetro de la camisa (pulgadas)

Ejemplo: Calculo de gasto al 90%

Bomba Triplex 7½” ó 6 ½ “ x 12”

Q= 0.0386 x 12 x 6.52= 19.57 L/emb. x 0.90%=17.6 L/emb.Q= 0.0102 x 12 x 6.52= 5.1 gal/emb. x0.90%= 4.65 gal/emb.

Gasto de la Bomba:

Gasto= (Litros x Embolada) x (Embolada por

minuto)Gasto= 17.61 x 100= 1761 L/min

9.2 Caída de presión por fricción en el sis-tema circulatorio

9.2.1 Cálculo de la caída de presión

El ujo del uido de perforación en el sistema

de circulación actúan tres fuerzas: Fuerzas depresión, Fuerzas gravitacionales y Fuerzas defricción. Las dos primeras tratan de acelerar elujo y la última trata de frenarlo. Esta fricciónentre el uido y la pared de la tubería, se ledenomina “caída de presión por fricción”. Lasecuaciones que gobiernan el ujo uniformeen la tubería, se les conoce con el nombre deecuaciones de fricción o modelos matemáti-cos para calcular caídas de presión, ya que porlo general relacionan la energía que se pier-

de en el proceso del movimiento del uido acausa de la fricción. Al nal del tema tenemosdichas ecuaciones para los cálculos, así mismo,como para otros de hidráulica.

Fig. 7. Válvula de seguridad parabombas de lodo.

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9.2.2 Factores que inuyen en la caída depresión por fricción

El uido de perforación al estar circulando

en el sistema, la presión que tenemos en elmanómetro del tubo vertical (Stand Pipe), es lacaída de presión total por fricción, presión quese pierde en: Tubo vertical, manguera, unióngiratoria, echa (kelly), tubería de perforación,T.P. extra pesada (H.W.), lastrabarrenas, barrenay en los diferentes espacios anulares. Estascaídas de presión son afectadas por:

• Diámetro interior de líneas ,stand pipe,manguera vibratoria

• Diámetro interior de tuberías. (TP, HW,DC)

• Gasto de bomba.• Reología y densidad del uido de

perforación.• Diámetro de toberas.• Longitudes de tuberías. (TP, HW, DC, TR)• Tamaño de espacio anular. (diámetros ext.

de tuberías, diámetros interiores TR´s)• Caídas de presión htas. Especiales

(motores fondo, MWD, etc)• Diámetro de agujeros.

9.3 Parámetros y cálculos para una optimi-zación hidráulica

9.3.1 Optimización hidráulica

La optimización hidráulica trata de obtenerlos siguientes objetivos, enumerados enforma jerárquica de programación:

• Obtener una mayor velocidad depenetración.

• Disminuir esfuerzo en la bomba de lodo.• Disminuir o evitar derrumbes y erosión en

agujero.• Evitar pegaduras por precipitación de

recortes.

• Evitar altas densidades equivalente decirculación.

9.3.2 Lineamiento de gasto de bomba de

lodo

Gasto de la bomba (Método practico decampo).

Si la velocidad de penetraciones es menorde 4.5 m/h, aplicar 35 G.P.M./pulgada dediámetro de la barrena; si es mayor, de 40 a45 G.P.M./pulgada de diámetro de la barrena.(Mínimo recomendable por algún problemaen las operaciones 30 G.P.M/Pulgada Diametro

Barrena)

9.3.3. Parámetros hidráulicos.

Para lograr una optimización hidráulica se re-comienda aplicar el gasto adecuado con baseen el lineamiento del gasto de la bomba enfunción del diámetro de la barrena y la veloci-dad de penetración y posteriormente obtenerla mayor parte de los parámetros hidráulicos

óptimos con los siguientes métodos:•Impacto hidráulico•Potencia hidráulica o H.P. hidráulicos•Índice de limpieza en el agujero•Velocidad del uido de perforación en lastoberas•Velocidad anular normal.

Impacto hidráulico

Está en función de la densidad del uido deperforación, del gasto de bomba y velocidaddel uido de perforación en las toberas, comose tiene en la siguiente fórmula:

I.H. = 0.0043 x Dl x Q x Vt




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Donde:

I.H.=Fuerza de impacto hidráulico, en lb/pg2

Dl=Densidad del uido de perforación; en gr/

cm3Q=Gasto de bomba, en gal/minVt=Velocidad del uido de perforación enlastrabarrenas, en pie/s

Para estar dentro del impacto hidráulico serequiere que para una presión limitada en lasupercie de bombeo, aproximadamente lacaída de presión en la barrena debe ser el 49%de la presión de bombeo y el 51% de caídade presión en el sistema de circulación (Equi-

po supercial, interior y exterior de la sarta deperforación).

Potencia hidráulica

El concepto de potencia hidráulica es la velo-cidad a la que el uido de perforación hace eltrabajo de la siguiente forma, en función de lapresión y el gasto de bomba:Si se requiere la potencia hidráulica de la bom-

ba o en la barrena, entonces tenemos:

Para maximizar la potencia hidráulica en la ba-rrena, se requiere tener aproximadamente un

65% de la presión de bombeo y el resto decaída de presión en el sistema de circulación(35%). En resumen los dos parámetros ante-riores son:

Índice de limpieza en el agujero.Este parámetro hidráulico se reere a la po-tencia hidráulica que se desarrolla por unidadde área en el fondo del agujero para unalimpieza del mismo, obteniendo su valor conla siguiente fórmula:

El resultado obtenido se compara con la grá-ca 1, para saber las condiciones de limpieza.

Tomando los valores en la gráca para la po-tencia hidráulica mínima en la barrena en fun-ción de la velocidad de penetración, se tienenlos siguientes valores aproximadamente de ín-dice de limpieza.

. .=

Donde:H.P.= Potencia hidráulica, en H.P.P = Presión, en( lb/pg2))Q = Gasto de la bomba, en (gal/min)

. .= . .=

∆

Donde:Pbba= Presión de bombeo, en lb/pg2.ΔPbna= Caída de presión en la barrena, en lb/pg2.

Fuerza de impacto de la barrena (IH)

ΔPbba= 0.49 x PB Ps = 0.51 x PB

Potencia hidráulica en la barrena (HPH)

ΔPbna= 0.65 x Pbba Ps = 0.35 x PB

Donde:

ΔPbna = Caída de presión en la barrena.

Pbba = Presión de bombeo.ΔPs = Caída de presión en el sistema de circulación(no incluye la barrena).

. .= ∆

.

Donde:I.L. = Índice de limpieza, en H.P./pg2.Dbna = Diámetro de la barrena, en pg.Q = Gasto de bomba, en gal/min.ΔPbna = Caída de presión en la barrena.

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Velocidad del uido de perforación en lastoberas

Cuando se aplica este parámetro hidráulico,se considera el gasto de bomba (Q) y el áreade las toberas (At), siendo su variación direc-tamente proporcional al gasto de bomba einversamente proporcional al área de las to-beras, basándose en la siguiente ecuación deujo:

“Las velocidades “V” son inversamente pro-porcionales al área de la sección transversal “A”por la que el uido uye”.

Q= V1 X A1 = V2 X A2 = V3 X A3=…

Este método ha sido comprobado su efectividaden diferentes campos. Considerando el estudiode varios autores, se recomienda una velocidaddel uido de perforación en las toberas (Vt)

mayor de 200 pie/seg para obtener unabuena hidráulica con este método,o aplicar lasiguiente fórmula:

Donde:Vt=Velocidad del uido de perforación enlas toberas necesario contra la velocidad depenetración, en (pie/seg)Vperf=Velocidad de penetración, en (m/h)

La anterior fórmula justica el siguiente prin-cipio:

Puesto que los ujos son dirigidos hacia elborde del pozo que está perforando, si sevan a emplear las velocidades del uido deperforación en las toberas mayores que lasque proporciona la ecuación, es muy probableque el pozo se erosione por la perforaciónhidráulica en las partes más blandas y se formeun agrandamiento excesivo de la pared delpozo; una velocidad excesiva en las toberasen formaciones duras donde la perforaciónes lenta, puede erosionar o provocar abrasión

excesiva de la barrena y desperdiciar potencia.Por lo tanto, dicha ecuación supone que no esdeseable en ninguno de los casos anteriorestener una alta velocidad en las toberas.

Velocidad anular normal u óptima

Fig. 8. Graca del Índice de limpieza en elagujero.

Velocidad de

Penetración enm/hr

Índice de

Limpiezaen H.P/pg2

De 0-3 De 0 a 1

3-6 1 a 1.5

6-12 1.5 a 2.125

12-36 2.125 a 2.5

V1

V2 V3

A3A2

A1

Fig. 9. Velocidad de Fluido.

Vt =500 x Vperf

1.52 + Vperf




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Es aquella que proporcione el buen acarreo delos recortes a la supercie y evite la precipitaciónde los mismos dentro del agujero.

Para obtener esta velocidad se aplica laecuación:

Para condiciones normales de diámetro deagujeros y peso de lodo.

Índice de capacidad de acarreo

Teniendo como conocimiento que la viscosidadplástica (Vp) y el punto de cedencia (Yp) sonpropiedades de ujo y parámetros básicos de

la reología, la inuencia en el acarreo de losrecortes, dichas propiedades son de importancia.A continuación se presenta una fórmula paracalcular el índice de acarreo de los recortes quese encuentran en función de los valores “n” y“K” de la ley de potencia, dependiendo de losvalores reológicos del uido de perforación.

Un cambio en el punto de cedencia en el uidode perforación y manteniendo la viscosidadplástica, velocidad anular y densidad, se puedemejorar al acarreo de los recortes. Para dicho

cálculo se aplican las fórmulas:

Con el apoyo de las fórmulas anteriores seefectúa el cálculo del Índice de Capacidad deAcarreo (ICA).

Criterios del índice de acarreo:0 a 1 limpiezadeciente, de 1 a 2 Buena limpieza. El presentemétodo se considera una correlación empíricade limpieza de pozos, por lo que su aplicaciónrequiere criterio y experiencia.

9.4 Densidad equivalente de circulación

En el espacio anular, al estar circulando, exis-ten dos presiones que indudablemente están

actuando en las paredes del agujero, siendola presión hidrostática y la presión necesariapara vencer la resistencia interna del uido y lafricción para que exista el ujo del uido. Estasuma de presiones si se convierte en una den-sidad del uido de perforación equivalente,nos proporciona un valor relativamente mayorque la densidad original, conociéndose como

R E G I M E N

D E

P E R F O R A C I Ò N

- p i e s / h r

PESO DE PERFORACION INDICADO - 1000 ibs

VOLUMEN - contante a 525 gal/minROTACIÒN - constante a 110 rpmBARRENAS - lutitas Midway

BARRENA Nv= 288 PIES / SEG

BNA. NV. = 220 pies/seg

BNA. NV. = 182 pies/seg

120

100

80

60

40

20

0

5 10 15 20 25 30 35

Fig. 10. Graca de prueba de campo.

Vaop =1416

Dl x Dag

Donde:

Vaop = Velocidad anular opti-

ma.DI = Densidad del lodo.Dag = Diámetro del agujero.

Para condiciones normales dediámetro de agujeros y pesode lodo.

=3 .32 log+2

+ó =3 .32 log

600

300

=511 ( + )

511 Donde:

n= Índice del comportamiento del ujo adimensional.k= Factor de consistencia(adimensional).Yp= Punto de cedencia (lb/100 pie2).Vp= Viscosidad plástica (cps).

Lec 600= Lectura del fan a 600 rpm.Lec 300= Lectura del fan a 300 rpm.

=48,000

Donde:ICA= Índice de capacidad deacarreo.Dl= Densidad de lodo (lb/gal).Va= Velocidad anular(pies/min).K= Factor de consistencia(adimensional).

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Densidad Equivalente de Circulación D.E.C.La D.E.C. es muy importante cuando se perfo-ra formaciones sensibles a la presión (zonasde pérdidas de circulación), en dichos casos se

debe disminuir la caída de presión en el espacioanular, para reducir el peligro de una pérdida decirculación. Dicha densidad puede ser muy sig-nicativa también, en el caso de los viajes, dondela circulación se suspende, y alguna presión deformación que estaba controlada por la D.E.C., ladensidad del Fluido de Perforación por sí sola,puede resultar insuciente para controlarla.

El cálculo de la D.E.C. se realiza con la siguientefórmula:

9.5 Limpieza del agujero en pozos vertica-

les, direccionales y horizontales9.5.1 Limpieza en pozos verticales

En la perforación de pozos verticales, los re-cortes al viajar en el espacio anular tiendena caer en sentido vertical o de caída libre, deser posibles hasta el fondo del agujero o acu-mularse en forma de anillo en la tubería. Antetodo esto, nuestra velocidad anular y las pro-piedades reológicas del Fluido de Perforación

en buenas condiciones u óptimas, evitan dichoproblema.

En la caída libre del recorte se tiene una veloci-dad, denida por algunos autores como “velo-cidad de desliz”, por lo que la velocidad anulares y debe ser mayor que esta. (Fig. 11)

9.5.2 Limpieza en pozos direccionales yhorizontales

Las recomendaciones hidráulicas proporcio-nadas para los pozos verticales, son aplicables

para los pozos desviados y horizontales. Conla salvedad, que en estos casos la limpieza delpozo sea más difícil, por su inclinación. Estohace, que la distancia de caída del recorte seamenor y se deslicen hacia la parte baja del agujero y en un pozo horizontal tiene la posibilidadde permanecer los recortes en el mismo lugar.

Todos estos recortes tienden a acumularse y en al-gunos casos a formar camas de recortes. (Fig. 12).

Con base en lo anterior, es de tomar en cuentaque la velocidad anular en estos casos debeser mayor, para mantener a los recortes mo-viéndose hacia la supercie, sin embargo sedeben tomar en cuenta las siguientes reco-mendaciones, donde algunas autores conside-ran el ángulo de inclinación.

Fig. 11. Velocidades en el recorte

. . .=

0.703 ∆+

Donde:DEC= Densidad equivalente de circulación, en gr/cm3.ΔPa = Caída de presión en el espacio anular, en lb/pg2.L = Longitud o profundidad del espacio anular, en m.DI = Densidad del uido de perforación, en gr/cm3.

Va

Vd

Agujero

Recorte

Vn= Van - Vd

Donde:Dp= Densidad de la partícula gr/cm3.Dl= Densidad del Lodo gr/cm3.Dag= Diámetro del Agujero Pg.Dt= Diámetro de la tubería Pg.Vp= Viscosidad Plástica cp.Vd= Velocidad de desliz, pies/min.Vn= Velocidad neta.Van= Velocidad anular.Yp= Punto de cedencia lb/100 pie2.t= tamaño o diámetro de la partícula, pg.

=69,250 ( )

399 ( )




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Secciones de 10° a 40°

• Trabajar con ujo laminar.• Mantener el punto de cedencia y el Gel altos.

• Asegurarse que el pozo se encuentrelimpio antes de suspender el bombeo.• Conseguir un valor mínimo de la rela-ción: Yp/Vp.• Aplicar baches viscosos

Secciones de 40° a 60°

Estas secciones, se consideran críticas, no sola-mente porque las capas de recortes que se for-man, sino también porque es inestable y pro-penso a deslizarse hacia abajo, como si fuera unaavalancha, esto nos puede proporcionar atrapa-miento de la tubería. Por lo tanto se recomienda:

• Un ujo turbulento, para erosionar lascamas de recortes.

• Mover la tubería en rotación y en formaascendente y descendente, esto remueve

mecánicamente las camas de los recortes.• En caso de no obtener un ujo turbulento,mantener una alta velocidad anular posible.

• Realizar limpieza del agujero en formaperiódica con apoyo de baches viscosos.

Secciones mayor de 60°

Las camas de recortes que se forman son casiinstantáneas y el espesor es gobernado principal-mente por la velocidad anular. Estas camas son

estables y por lo tanto no se producirá una ava-lancha. Se aplican las recomendaciones descritaspara pozos de ángulo intermedio. El ujo turbu-lento, tiene inuencia destructiva en la cama derecortes que se está formando al igual que el mo-vimiento de la tubería. A estas recomendaciones,le agregamos el de combinar baches limpiadoresde alta y baja viscosidad para erosionar las camasde recortes y transportarlos a la supercie.

9.6 Formulario de hidráulicaModelos matemáticos para cálculos de pérdi-das de presión.

Recorte

V e l o c

i d a d d

e l f l u i d

o

P o z o

D i r e c c

i o n a l

V e l o c

i d a d d

e l a p a

r t i c u l a

Fig. 12. Recorte en un pozo desviado.

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Pérdida de Presión en la Barrena

6)

Velocidad del Fl uido de Perforación.

Velocidad Anular Velocidad Interior

7)

Velocidad Anular Óptima Velocidad de Toberas

9)

Velocidad Óptima en Toberas Números de Reynolds

11)

/303,1 2

2

lb At

Q Dl P bna =

x

x=/

1454

2

lb J

Dl Q P bna =

xx=

min/5.24

22 pies

Dt Da

QV an =

x

x= min/

5.242

pies Di

QVi =

x=8)

min/1416

pies Da Dl

opV an

=x

= 10) seg pies At

QVt /

32.0=

x=

s ft V

V Vj /

52.1

500=

+

x= 12) cp=

xxx=

VpDiViDl412.5

Np




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Diámetro de Toberas

Diámetro de 2 Toberas Diámetro de 3 Toberas

19) avos Pb

Dl Q J 32469.33 =xx= 18)

Área de 3 Toberas Iguales Área de Una Tobera

20) 22

3 lg6.434

p X

A ==

21) 22

1lg

8.303,1 p

X A ==

Comportamiento y consistencia de un fluido.

22)VpYp

VpYpn

+

+x=

2log32.3 ó300600log32.3

Lec

Lec n x=

23) = ( )

avos Pb

Dl Q J 32249.42 =xx=

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Área de Toberas

24) Pb

QD

At

l

x

x

= 1303

2

ó Pb

D

Q At

l

xx= 0277.0

Factor De Fricción Ecuación De Blasuis (T uberías lisas)

A) 25.03164.0 -x= R N f para NR> 105

Ecuación de Drew

(T uberías lisas)

B) 32.05.00056.0 -x+= R N f para 3000 < NR< 106

Ecuación de Nikuradse(Rugosidad artificial)

C)

Ecuación de Colebrook y White(Rugosidad comercial)

D)2

)51.2

71.3log(2

-

x+

xx-=

VfsN Di

E fc

R

(Es necesario in proceso interactivo)

Rugosi dad relativa

E)

Di

E Er =

Ecuación de Fanning

F) 14.0020.0 -x= R N f

(

{ {

) 274.1)2/log(2 -+x= E Di F

Dt Da

E Er

-

=




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Nomenclatura

ΔPtp.dc = Pérdida de presión en TP o DC, enlb/pg².

ΔPan = Pérdida de presión en el espacio anu-lar, en lb/pg².Vi = Velocidad del uido de perforación en elinterior, de la tubería, en pies/min.Vp = Viscosidad plastica, en cp.L = Longitud de tubería o espacio anular, en m.Di = Diámetro interior, en pg.Van = Velocidad del uido de perforación enel espacio anular, en pies/min.Dag = Diámetro de agujero, en pg.Dt = Diámetro de la tubería, en pg

f = Factor de fricción, adimensional.Dl = Densidad del uido de perforación, en gr/ cm³.Q = Gasto de la bomba, en gal/min.Vc = Velocidad critica del uido, en pie/min.Vanop = Velocidad anular óptima, en pie/min.(Fullerton).Vt = Velocidad del uido de perforación en lastoberas, en pie/s.At = Área total de las toberas, en pg².

NR = Número de Reynolds, adimensional.E = Rugosidad absoluta en pg.Np = Número de Reynolds en uidos plásti-cos, en cp.log = Logaritmo decimal.fc = Factor de fricción calculado, adimensionalfs = Factor de fricción supuesto, adimensionalQd = Gastos de una bomba duplex, en gal/ emb.Qt = Gasto de una bomba triples, en gal/emb.(100% ef. Vol.).

A3 = Área de tres toberas iguales, en pg².A1 = Área de una tobera, en pg².AT = Área total de las toberas, en pg².x = Número de 32avos. de una tobera (ejem-plo: si es 16/32”, entonces x=16).Er = Rugosidad relativa, adimensional.Lec600 = Lectura del Fann a 600 rpm.

Lec300 = Lectura del Fann a 300 rpm.D = Diámetro de la camisa, en pg.l = Carrera de la bomba, en pg.Pbba = Presión de la bomba, en lb/pg²

P.H. = Potencia hidráulica, en H.P.ΔPbna = Pérdida de presión en la barrena, enlb/pg²Dt = Diámetro de la tobera, en número de32avos. (si son tres toberas de 12/32”, enton-ces j= 12)J2 = Diámetro de dos toberas, en número de32avosVj = Velocidad de chorro necesario en las to-beras, en pie/sV = Velocidad de penetración, en m/h

Vd = Velocidad de desliz de la partícula, enpie/mint = Tamaño o diámetro de la partícula, en pg.Dp = Densidad de la partícula, en gr/cm³n = Índice del comportamiento del ujo, adi-mensionalk = Factor de consistencia, en dinas-sn/cm² ólb- sn/100 pie2 (viscosidad de la ley de poten-cia, equivalencia en cp)Punto de cedencia, en lb/100 pie2

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9.7 Aplicación práctica (diseño hidráulico)

Con la siguiente información del pozo, realizarun programa hidráulico de 2100.0 m a 3000.0

m.

- T.R.: 13 3/8” -2100.0 m- Bna.:12”, tricónica, 3 toberas, velocidad depenetración promedio 5min/m (12 m/h)- T.P: 5“- 29.055 kg/m (19.5 lb/pie), D.I. = 4.276”- H.W.: 5” – 74.50 kg/m – D.I.=3”,110 m- Lastrabarrena: 8”, 219 kg/m, D.I. = 3”, 90.0 m- Lodo de 1.45 gr/cm³, viscosidad plástica –24 cp, punto de cedencia 10 lb/100 pie²base-agua.

- Bomba triples IDECO, Modelo – T – 1300Camisa 6 ½”, carrera 12”, 90% ef. volumétrica.Máxima presión – 3232 lb/pg²Máxima emb/min – 120- Longitud aproximada del equipo supercial –45 m, diámetro interiorpromedio – 3.5”

Operaciones:

1. Llenar el formato con la información anteriory posteriormente con los cálculos realizados.

2. Gasto de bomba para perforar.Con base en la velocidad de penetración serequiere de 40 a 45gal/min/pulgadas de diá-metro de la Barrena.40gal/min/Pulgada DiámetroBarrena/12pg=480gal/min

Gasto de bomba al 90% - 4.656 gal/emb

3. Caída de presión por fricción en el sistemade circulación utilizando el modelo matemático“Smith tool- ujo turbulento”:

•En el equipo supercial

•En la tubería de perforación (2800 m).

•En la tubería extrapesada y lastrabarrenas(D.I. – 3”, 200.0 m)

• (DI – 3”, 200.0 m)• •En el espacio anular entre T.P. y agujero

(se tomará en esta forma para hacer uncálculo más práctico).

4. Total de la caída de presión en el sistema decirculación:

/656.4min/480embgal

gal = 103 emb/min (menorque la máxima)

)544.2)(216.260(276.4

2800)216.260(

82.4 =)(x=tp P

2/66298.661 pg lb P tp ==




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En este caso seleccionamos una caída depresión para la barrena de 926 lb/pg². Para elH.P. Hidráulico se tiene una presión de bombeomuy cercana a la presión máxima de la bomba.

5. Diámetro de las toberas.

Donde:

At = Área de las toberas o de ujo, en pg²Q=Gasto de bomba, en gal/min.Dl= Densidad del uido de perforación, en gr/

cm³ΔPbna=Caída de presión en la barrena, en lb/pg²

Operaciones:

Aplicando la tabla 1, para este caso se busca enla columna de tres, el valor más próximo al áreacalculada, siendo: 3T –15/32”. Si se desea usartoberas de diferentes diámetros, se seleccionanlas tres con la condición que la suma de susáreas debe ser aproximadamente a la calculada.

Cuando se tienen más de tres toberas, se di-vide el área calculada entre el número de to-beras para encontrar el área de cada una o deuna forma de ensayo y error selecciónelas con

la tabla para diferentes diámetros, no olvidan-do la condición antes mencionada.

Tabla 1. Área total de ujo en las toberas de la barrena (pg2).

Número de toberas

Diámetro en fracciones de(pg)

Diámetro en 32 avos de(pg)

1 2 3 4 5 6 7 8 9

(1/4”)

7 0.0376 0.0752 0.1127 0.1503 0.1879 0.2255 0.2631 0.3007 0.3382

8 0.0491 0.0982 0.1473 0.1964 0.2454 0.2945 0.3436 0.3927 0.4418

9 0.0621 0.1243 0.1864 0.2485 0.3106 0.3728 0.4349 0.4970 0.5591

10 0.0767 0.1534 0.2301 0.3068 0.3835 0.4602 0.5369 0.6136 0.6903

11 0.0928 0.1856 0.2784 0.3712 0.4640 0.5568 0.6496 0.7424 0.8353

(3/8”)

12 0.1104 0.2209 0.3313 0.4418 0.5522 0.6627 0.7731 0.8836 0.9940

13 0.1296 0.2592 0.3889 0.5185 0.6481 0.7777 0.9074 1.0370 1.1666

14 0.1503 0.3007 0.4510 0.6013 0.7517 0.9020 1.0523 1.2026 1.3530

15 0.1726 0.3451 0.5177 0.6903 0.8629 1.0354 1.2080 1.3806 1.5532

(1/2”)

16 0.1964 0.3927 0.5891 0.7854 0.9818 1.1781 1.3745 1.5708 1.7672

17 0.2217 0.4433 0.6650 0.8866 1.1083 1.3300 1.5516 1.7733 1.9949

18 0.2485 0.4970 0.7455 0.9940 1.2425 1.4910 1.7395 1.9880 2.2365

19 0.2769 0.5538 0.8307 1.1075 1.3844 1.6613 1.9382 2.2151 2.4920

(5/8”)

20 0.3068 0.6136 0.9204 1.2272 1.5340 1.8408 2.1476 2.4544 2.7612

21 0.3382 0.6765 1.0147 1.3530 1.6912 2.0295 2.3677 2.7059 3.0442

22 0.3712 0.7424 1.1137 1.4849 1.8561 2.2273 2.5986 2.9698 3.3410

23 0.4057 0.8115 1.2172 1.6230 2.0287 2.4344 2.8402 3.2459 3.6516

(3/4”)

24 0.4418 0.8836 1.3254 1.7672 2.2089 2.6507 3.0925 3.5343 3.9761

25 0.4794 0.9587 1.4381 1.9175 2.3969 2.8762 3.3556 3.8350 4.3143

26 0.5185 1.0370 1.5555 2.0739 2.5924 3.1109 3.6294 4.1479 4.6664

27 0.5591 1.1183 1.6774 2.2365 2.7957 3.3548 3.9140 4.4731 5.0322

(7/8”)

28 0.6013 1.2026 1.8040 2.4053 3.0066 3.6079 4.2093 4.8106 5.4119

29 0.6450 1.2901 1.9351 2.5802 3.2252 3.8702 4.5153 5.1603 5.8054

30 0.6903 1.3806 2.0709 2.7612 3.4515 4.1418 4.8321 5.5223 6.2126

31 0.7371 1.4742 2.2112 2.9483 3.6854 4.4225 5.1596 5.8966 6.6337

(1”) 32 0.7854 1.5708 2.3562 3.1416 3.9270 4.7124 5.4978 6.2832 7.0686

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



290



Tabla 4. Especicaciones de bomba de lodos continental EMSCO F-1000 rango 6-9” X 14”.

Tabla 2. Especicaciones de bomba de lodos continental EMSCO F-1000 rango 4 ½ - 6 ¾ X 10”.

9.8 Anexo de tablas de especicaciones debombas de lodo

Bomba continental Emsco

Tabla 3. Especicaciones de bomba de lodos continental EMSCO F-1600 rango 5 ½ -7” X 12”.

Bomba de lodos marca continental EMSCO MOD F 1600

1000 HP A 140 EMB/MIN 12” DE CARRERA

HP HHP HP HHP HP HHP HP HHP HP HHP

800 720 1067 960 1200 1080 1467 1320 1600 1440

60 EMB/MIN 80 EMB/MIN 110 EMB/MIN 130 EMB/MIN 140 EMB/MIN Presión máxima VOL/EMB 100%

PULG MM GPM LPM GPM LPM GPM LPM GPM LPM GPM LPM PSI KG/CM2 GAL/EMB

LTS/EMB

7 178 359 1359 479 1813 539 2040 659 2494 719 2721 3423 240 5.99 22.67

6 - 1/2 165 310 1172 413 1563 465 1760 568 2150 620 2347 3981 280 5.16 19.53

6 152 264 999 353 1336 397 1503 485 1836 529 2002 4665 328 4.41 16.69

5 - 1/2 140 222 840 296 1120 333 1260 407 1540 444 1681 5000 352 3.7 14



HP HHP HP HHP HP HHP HP HHP HP HHP

429 386 571 514 786 707 929 836 1000 900


PULG MM GPM LPM GPM LPM GPM LPM GPM LPM GPM LPM PSI KG/CM2 GAL/EMB LTS/EMB

9 229 462 1752 694 2627 925 3501 1041 3942 1215 4600 2795 197 11.57 43.8

8 203 366 1385 548 2076 731 2767 823 3114 960 3634 3535 249 9.14 34.6

7 - 1/2 191 321 1215 482 1824 643 2433 723 2736 843 3191 4025 283 8.03 30.4

7 178 280 1060 420 1590 560 2120 630 2385 735 2782 4615 325 7 26.5

6 - 1/2 165 241 912 362 1370 483 1828 543 2055 633 2396 5360 377 6.03 22.83

6 152 206 780 308 1166 411 1556 463 1751 540 2044 6285 442 5.14 19.46



HP HHP HP HP HP HHP HP HHP HP HHP

429 386 571 514 786 707 929 836 1000 900


PULG MM GPM LPM GPM LPM GPM LPM GPM LPM GPM LPM PSI KG/CM2 GAL/EMB LTS/EMB

6 - 3/4 171 279 1055 372 1407 511 1934 604 2286 651 2464 2370 167 4.65 17.6

6 - 1/2 165 258 977 345 1306 474 1794 560 2120 603 2282 2558 180 4.31 16.31

6 152 220 833 293 1109 404 1529 477 1805 514 1945 3010 212 3.67 13.89

5 127 153 579 204 772 280 1060 331 1253 357 1351 4330 304 2.55 9.65

4 - 1/2 114 124 469 165 625 227 859 268 1014 289 1094 5000 352 2.07 7.83




realización

210

HrsNivel



2



Bombas ideco triplex simple acción

Tabla 5. Especicaciones de bomba de lodos IDECO T-1300 rango 5-7 ½ x 12” carrera.


Tabla 7. Especicaciones de bomba de lodos IDECO T-1000 rango 4 ½ -7 x 10” carrera.

Bomba de lodos marca IDECO MODELO T-13001300 HP A 120 EMB/MIN 12” DE CARRERA

Camisas 60 EMB/MIN 80 EMB/MIN 90 EMB/MIN 110 EMB/MIN 120 EMB/MIN Presión máxima

PULG MM GPM LPM GPM LPM GPM LPM GPM LPM GPM LPM PSI KG/CM2

7 - 1/2 191 413 1563 551 2086 620 2347 157 2866 826 3127 2428 171

7 178 360 1363 480 1817 540 2044 660 2498 720 2725 2787 196

6 - 1/2 165 310 1173 414 1567 465 1760 569 2154 621 2351 3232 227

6 152 264 999 352 1332 397 1503 485 1836 529 2002 3793 267

5 - 1/2 140 222 840 296 1120 333 1261 407 1541 444 1681 4514 317

5 127 184 697 244 924 275 1041 337 1276 367 1389 5462 384

Bomba de lodos marca IDECO MODELO T-16001600 HP A 120 EMB/MIN 12” DE CARRERA

CAMISAS 60 EMB/MIN 80 EMB/MIN 90 EMB/MIN 110 EMB/MIN 120 EMB/MIN Presión Max.


7 - 1/2 191 413 1563 551 2086 620 2347 157 2866 826 3127 2988 210

7 178 360 1363 480 1817 540 2044 660 2498 720 2725 3430 241

6 - 1/2 165 310 1173 414 1567 465 1760 569 2154 621 2351 3978 280

6 152 264 999 352 1332 397 1503 485 1836 529 2002 4669 328

5 - 1/2 140 222 840 296 1120 333 1261 407 1541 444 1681 5556 391

5 127 184 697 244 924 275 1041 337 1276 367 1389 N.A. N.A.

Bomba de lodos marca IDECO MODELO T-1000

1000 HP A 140 EMB/MIN 10” DE CARRERACAMISAS 60 EMB/MIN 80 EMB/MIN 110 EMB/MIN 120 EMB/MIN 140 EMB/MIN Presión Max.


7 178 300 1136 400 1514 550 2082 600 2271 700 2650 2204 155

6 - 1/2 165 259 980 345 1306 474 1794 517 1957 603 2283 2557 180

6 152 220 833 294 1113 404 1529 441 1669 514 1946 3001 211

5 - 1/2 140 185 700 247 935 339 1283 370 1401 431 1632 3572 2515 127 153 579 204 772 281 1064 306 1158 357 1351 4322 304

4 - 1/2 114 124 469 165 625 227 859 248 939 289 1095 5335 375

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



292




Tabla 9. Especicaciones de bomba de lodos IDECO T-500 rango 4 - 7” x 8” carrera.

Tabla 8. Especicaciones de bomba de lodos IDECO T-800 rango 4 ½ - 7” x 9” carrera.

Bombas gardner denver triplex simple acción


800 HP A 150 EMB/MIN 9” DE CARRERACAMISAS 60 EMB/MIN 80 EMB/MIN 110 EMB/MIN 130 EMB/MIN 150 EMB/MIN Presión max.PULG MM GPM LPM GPM LPM GPM LPM GPM LPM GPM LPM PSI KG/CM2

7 178 270 1022 360 1363 495 1874 585 2214 675 2555 1828 129

6 - 1/2 165 233 882 310 1173 427 1616 504 1908 582 2203 2121 149

6 152 198 750 264 999 364 1378 430 1628 496 1878 2488 175

5 - 1/2 140 167 632 222 840 305 1155 361 1367 417 1579 2960 208

5 127 138 521 184 697 252 954 298 1128 344 1302 3588 252

4 - 1/2 114 112 424 149 564 204 772 242 916 279 1056 4425 311


500 HP A 165 EMB/MIN 8” DE CARRERACAMISAS 100 EMB/MIN 120 EMB/MIN 140 EMB/MIN 150 EMB/MIN 165 EMB/MIN Presión max.


7 178 400 1514 480 1817 560 2120 600 2271 660 2498 1286 90

6 - 1/2 165 345 1305 414 1567 483 1828 517 1957 569 2154 1492 105

6 152 294 1113 353 1336 411 1555 441 1669 485 1835 1749 1023

5 - 1/2 140 247 935 296 1120 346 1310 370 1401 407 1541 2085 146

5 127 204 772 245 927 286 1083 306 1158 337 1275 2521 177

4 - 1/2 114 165 625 198 750 231 874 248 939 273 1033 3111 219

4 102 131 495 157 594 183 693 196 742 215 814 3936 277

Bomba GARDNER DENVER MODELO PJ-8-275 HP-TRIPLEX 5”X8”

EMB/MIN 180 175 170 160 150 140Presión max. GAL/EMB 100%

CAMISAS DESCARGA EN GPM

5 367 357 346 326 306 285 1122 2.04

4 - 1/2 297 288 280 264 247 231 1386 1.65

4 235 229 222 209 196 183 1753 1.31

3 - 1/2 180 175 170 160 150 140 2290 1

3 - 1/4 155 150 146 137 129 120 2657 0.862

3 132 128 124 117 110 102 3118 0.734

MAX HP 282 275 266 251 235 219




realización

210

HrsNivel



2



Tabla 11. Especicaciones de bomba de lodos GARDNER DENVER PZ-5 rango 4 ½ - 7” x 7”carrera.

Tabla 12. Especicaciones de bomba de lodos GARDNER DENVER PZ-8 rango 4 – 6 ¼ ” x 8”carrera.

Tabla 13. Especicaciones de bomba de lodos GARDNER DENVER PZ-9 rango 5 – 6 ¼” x 9”carrera.

Bomba Gardner DENVER MODELO PZ-7-550-HP--TRIPLEX - 7”X7””

EMB/MIN 170 165 160 150 140 130MAX PRESIÓN

GAL/EMB100%

CAMISAS DESCARGA EN GPM7 595 577 560 525 490 455 1470 3.5

6 - 1/2 513 498 483 453 422 392 1705 3.02

6 436 424 411 385 359 334 200 2.57

5 - 1/2 367 356 345 324 302 280 2380 2.16

5 304 295 286 268 250 232 2880 1.79

4 - 1/2 246 239 232 217 203 188 3556 1.45

MAX HP 567 550 533 500 467 433

Bomba Gardner DENVER MODELO PZ-8-750-HP--TRIPLEX - 6 1/4”X 8””

EMB/MIN 170 160 150 140 130 120MAX PRESION GAL/EMB 100%


6 - 1/4 542 510 478 446 414 382 2200 3.19

6 499 470 441 411 382 352 2385 2.94

5 - 1/2 419 395 370 345 321 296 2843 2.47

5 346 326 306 285 265 244 3433 2.04

4 - 1/2 280 264 247 231 214 198 4238 1.65

4 222 209 196 183 170 157 5381 1.31MAX HP 772 728 684 640 596 552

BOMBA GARDNER DENVER MODELO PZ-9-1000-HP--TRIPLEX - 6 1/4”X 9””

EMB/MIN 160 150 140 130 120 110MAX PRESION GAL/EMB 100%


6 - 1/4 572 537 501 465 429 393 2770 3.58

6 528 495 462 429 396 363 3000 3.3

5 - 1/2 443 415 387 360 332 304 3570 2.77

5 366 343 320 297 274 251 4330 2.29

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



294



Bombas national triplex simple acción


Tabla 15. Especicaciones y eciencias de bomba de lodos NATIONAL rango 4 – 7 ¼ “ x 12”carrera.

Bomba national OILWELL 10-P-130

DIÁMETRO DE CAMISA PULG 6 3/4 6 1/2 6 1/4 6 5 1/2 5 4 1/2 4MM 171.5 165.1 158.8 152.4 139.7 127 114.3 101.6

PRESIÓN MAXIMA PSI 3085 3325 3595 3900 4645 5000 5000 5000

KG/CM2 216.9 233.8 252.8 274.2 326.6 328.3 351.5 351.5

VOL/EMB GAL/EMB 4.647 4.309 3.984 3.672 3.085 2.55 2.065 1.632

LT/EMB 17.592 16.313 15.082 13.9 11.679 9.652 7.816 6.177

EPMHP

MAXHHP GASTO POR MINUTO

140 1300 1170GPM 651 603 558 514 432 357 289 228

LPM 2463 2284 2111 1946 1635 1351 1093 863

120 1114 1003GPM 558 517 478 441 370 306 248 196

LPM 2111 1958 1810 1668 1401 1158 939 742

100 929 836GPM 465 431 398 367 309 255 207 163

LPM 1759 1631 1508 1390 1168 965 784 617

80 743 669GPM 372 345 319 294 247 204 165 131

LPM 1407 1305 1207 1112 934 772 625 496

60 557 501GPM 279 259 239 220 185 153 124 98

LPM 1056 979 905 834 701 579 469 371

BOMBA NATIONAL OILWELL 12-P-160

DIÁMETRO DE CAMISA PULG 7 1/4 7 6 3/4 6 1/2 6 1/4 6 5 1/2 5 4 1/2 4

MM 184.2 177.8 171.5 165.1 158.8 152.4 139.7 127 114.3 101.6

PRESIÓN MÁXIMA PSI 3200 3430 3690 3980 4305 4670 5000 5000 5000 5000

KG/CM2 225 241.1 259.4 279.8 302.7 328.3 351.5 351.5 351.5 351.5

VOL/EMB GAL/EMB 6.433 5.997 5.576 5.171 4.781 4.406 3.702 3.06 2.479 1.958

LT/EMB 24.454 22.703 21.11 19.575 18.098 16.68 14.015 11.58 9.384 7.412

EPMHP


120 1600 1440GPM 772 720 669 621 574 529 444 367 297 235

LPM 2922 2724 2533 2349 2172 2002 1682 1389 1124 890

100 1333 1200GPM 643 600 558 517 478 441 370 306 248 196

LPM 2435 2270 2111 1958 1810 1668 1402 1158 938 742

80 1067 960GPM 515 480 446 414 383 353 296 245 198 157

LPM 1948 1816 1689 1566 1448 1334 1121 927 750 594

60 800 720GPM 386 360 335 310 287 264 222 184 149 118

LPM 1461 1362 1267 1175 1086 1001 841 697 564 447

40 533 480GPM 257 240 223 207 191 176 148 122 99 78

LPM 974 908 844 783 724 667 561 462 375 295




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Tabla 17. Especicaciones y eciencias de bomba de lodos NATIONAL rango 4 – 6 ¾“ x 9”carrera.

Tabla 16. Especicaciones y eciencias de bomba de lodos NATIONAL rango 5 – 9“ x 14” carre-ra.

BOMBA NATIONAL OILWELL 14-P-220

DIAMETRO DE CAMISA PULG 9 8 7 1/2 7 6 1/2 6 5 1/2 5

MM 228.6 203.2 190.5 177.8 165.1 152.4 139.7 127

PRESION MAXIMA PSI 2795 3535 4025 4615 5360 6285 7475 7500

KG/CM2 196.5 248.5 283 324.5 376.8 441.9 525.5 527.3

VOL/EMB GAL/EMB 11.57 9.14 8.03 7 6.03 5.14 4.32 3.57

LT/EMB 43.797 34.598 30.397 26.498 22.826 19.457 16.353 13.514

EPMHP


105 2200 1980GPM 1215 960 843 735 633 540 454 375

LPM 4600 3634 3191 2782 2396 2044 1718 1419

80 1676 1509 GPM 925 731 643 560 483 411 346 286LPM 3501 2767 2434 2120 1828 1556 1309 1082

60 1257 1131GPM 694 548 482 420 362 308 259 214

LPM 2627 2074 1824 1590 1370 1166 980 810

40 838 754GPM 462 366 321 280 241 206 173 143

LPM 1748 1385 1215 1060 912 780 654 541

BOMBA TRIPLEX F-800 6 3/4” X 9” / 171MM X 229MM NATIONAL OILWELL

EPM HP MAX KW

CAMISAPULG MM PULG MM PULG MM PULG MM PULG MM

6 3/4 171 6 1/2 165 6 152 5 127 4 102

PRESIÓNPSI KG/CM2 PSI KG/CM2 PSI KG/CM2 PSI KG/CM2 PSI KG/CM2

1968 138 2120 149 2490 175 3590 252 5000 352

GASTO POR MINUTO

GAL LT GAL LT GAL LT GAL LT GAL LT

150 800 597 627 2373 582 2203 496 1877 344 1302 221 836

140 747 557 585 2214 543 2055 463 1752 321 1215 206 780

130 693 517 543 2055 504 1908 429 1624 298 1094 191 723

120 640 477 502 1900 466 1764 397 1503 275 1041 176 666

110 587 438 459 1737 427 1616 363 1374 252 954 162 613

80 427 318 335 1266 310 1173 264 999 183 693 118 448

VOL/EMB 4.18 15.8 3.88 14.69 3.3 12.49 2.29 8.67 1.47 5.6

Unid

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Tabla 18. Especicaciones y eciencias de bomba de lodos NATIONAL rango 4 – 6 ¾“ x 10”carrera.

Bomba TRIPLEX F-1000 6 3/4” X 10” / 171MM X 229MM NATIONAL OILWELL

EPM HP MAX KW

CAMISAPULG MM PULG MM PULG MM PULG MM PULG MM

6 3/4 171 6 1/2 165 6 152 5 127 4 102

PRESIÓNPSI KG/CM2 PSI KG/CM2 PSI KG/CM2 PSI KG/CM2 PSI KG/CM2

2370 167 2558 180 3010 212 4330 304 5000 352

GASTO POR MINUTO

GAL LT GAL LT GAL LT GAL LT GAL LT

140 1000 746 651 2464 603 2282 514 1945 357 1351 289 1094

130 929 693 604 2286 560 2120 477 1805 331 1253 268 1014

120 857 639 558 2112 517 1957 440 1665 306 1158 248 939

110 786 586 511 1934 474 1794 404 1529 280 1060 165 859

80 571 426 372 1407 345 1306 293 1109 204 772 124 625

60 429 320 279 1055 258 977 220 833 153 579 2.07 469

VOL/EMB 4.65 17.6 4.31 16.31 3.67 13.89 2.55 9.65 1.63 7.83




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Son tuberías con las cuales se reviste el pozoque se va perforando para asegurar el éxitode las operaciones y entre otras característicasnos proporcionan el medio para instalar las

conexiones superciales de control.

Su construcción es una combinación de variosmetales siendo los principales el carbono, elmanganeso, y el hierro, los aceros se dividenen ordinarios y en especiales.

Los aceros ordinarios con el 0.1 a 1.5% de car-bono se clasican como de bajo contenido decarbono.

A los aceros especiales se les agregan otroselementos, como níquel, cromo, molibde-no, cobre, vanadio y tungsteno, cuya mez-cla o aleaciones les da sus características ycapacidades

10.1 Objetivo y clasicación de las tuberíasde revestimiento (TR`s)

La función u objetivo de las tuberías de revesti-miento, es prevenir o evitar los diferentes tiposde problemas que expondremos a continua-ción y la clasicación de acuerdo a su presión

y profundidad cementada relacionada con elprograma del pozo. (Fig. 1)

Tabla 1. Clasicación y objetivos de las tuberías de revestimiento.

Fig. 1. Clasicación de las tuberías derevestimiento (TR)

Clasifcación :

Tuberías de revestimiento (T.R.) :Objetivos:

(protección del agujero)

T.R. Conductora

• Formaciones no consolidadas (derrumbes)• Evitar contaminación de arenas de aguas frescas.• Evitar erosión y deslave del agujero.• Apoyo para instalar el desviador de ujo.

T.R. Supercial

• Protección para posibles problemas a mayor profundidad: entrada de agua salada,pérdidas de circulación, etc.

• Utilizada para instalar el cabezal de pozo y soporte de las próximas T.R.

T.R. Intermedia

• Aislar formaciones problemáticas a mayor profundidad que pudieran afectar laseguridad del pozo y/o impedir operaciones de perforación. Entre los problemas,podemos mencionar: ujo de agua salada, pérdidas de circulación, etc.

• La altura del cemento es determinada por el requisito de diseño de sellar cualquierzona de interés (hidrocarburos, ujos de sal, etc.). El tope (cima) del cemento

puede o no estar en la T.R. supercial.

T.R. corta (Liner)

• Tener una zapata más profunda y aislar más agujero descubierto.• Aislar formaciones inestables.• Abatir costos de T.R y de cementación• Limitaciones de la capacidad del equipo.

T.R. de producción o explotación

• Aislar las zonas productoras.• Protección a la sarta de producción y accesorios para un conducto seguro detransmisión de los hidrocarburos.

• Permitir el control del yacimiento.• Prevenir la entrada de uidos no deseados

• Liner de producción:• Permitir un conducto de producción más grande para proveer un rango de elección

para la tubería de producción (T.P.)• Uso de empacadores de mayor diámetro.• Completar el pozo a menor costo.

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Capítulo 10 - Tubería de Revestimiento II

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Etapa conductora de 36”

Esta consiste en perforar con barrena de 36”hasta 50m., posteriormente introducir y ce-

mentar el Tubo de 30” para obtener el mediode retorno del uido de perforación hacia elequipo supercial de control de sólidos, pre-sas y bombas.

El requerimiento principal que debe cumplirel uido de perforación en esta etapa es pro-porcionar el acarreo hacia la supercie de losrecortes generados por la barrena. Se empleaun uido bentonítico, el cual se prepara alma-cenando agua en las presas del equipo y sólo

se le agrega bentonita para obtener una visco-sidad aproximada de 60 segundos Marsh.

Etapa supercial de 26”

El objetivo es perforar con barrena de 26” has-ta la profundidad de 700m e introducir y ce-mentar la tubería de revestimiento de 20” conel n de aislar los acuíferos superciales y al-canzar un gradiente de fractura de 1.75 g/cc

que permita incrementar la densidad al uidode perforación en la siguiente etapa.

En esta etapa se atraviesan intercalaciones dearena poco consolidadas y arcillas que se dis-persan fácilmente en agua. Las presiones deporo están en el rango de 1.07-1.10 g/cc y latemperatura máxima es de 60°C.

Debido al diámetro de la barrena (26”), duran-te la perforación se generan gran cantidad de

recortes, los cuales deben ser transportadoshasta la supercie y eliminados del sistema.Este proceso de remoción depende principal-mente de la velocidad anular, el punto de ce-dencia y los geles del uido de perforación.Para maximizar la velocidad anular, se manejangastos en el rango de 45-50 gal por pulgada

de diámetro de la barrena. Además, periódica-mente se bombean baches de uido con altaviscosidad.

En general, no se tienen problemas signicati-vos asociados con el uido de perforación du-rante la perforación de esta etapa, sin embargoes recomendable realizar buenas prácticas deperforación, por ejemplo, perforar con metroscontrolados para evitar taponamiento de la lí-nea de ote y mantener la densidad adecuadadel uido de control, eliminando sólidos inde-seables en el sistema

Etapa intermedia de 17 ½”

El objetivo es perforar hasta la cima de la zonade presiones anormalmente altas a n de al-canzar un gradiente de fractura de 2.10 g/ccy cementar la Tubería de Revestimiento de 133/8”.

Esta es una de las etapas más problemáticasen la perforación de este campo, ya que se tie-nen una serie de requerimientos. Por un lado,

se tienen arcillas altamente reactivas, con pre-sión de poro en el rango de 1.50-1.55 g/cc, lascuales si no son perforadas con la densidadnecesaria y se inhiben adecuadamente, se ma-niestan en forma de derrumbe que puedenocasionar atrapamientos y empacamientos dela sarta de perforación.

Además se tienen intercalaciones de arena conuidos contaminantes (agua salada y CO2). Latemperatura máxima que se alcanza es de

85°C la densidad con la que se termina estaetapa es de 1.70 g/cc.

Etapa intermedia 12”

En esta etapa se perfora la zona de presionesanormales altas, que comprende las forma-




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ciones Depósitos y Oligoceno hasta llegar ala cima de la formación Eoceno, donde se ce-menta la Tubería de Revestimiento de 9 5/8”.Se atraviesan espesores hasta de 2200 m de

lutita altamente reactivas con gradientes depresión de poro en el rango de 1.90-1.95 g/cc,las cuales en contacto con el agua tienden ahincharse y desestabilizarse, produciendo de-rrumbes, atrapamientos y empacamientos dela sarta de perforación. Sólo es posible perfo-rarlas en forma segura con uidos base aceite.Estos uidos son muy estables a las altas tem-peraturas y son inertes a los contaminantescomúnmente encontrados durante la perfora-ción (cemento, sal, anhidrita, CO

2, H

2S).

Etapa intermedia 8 3/8”

En esta etapa se perforan las formacionesEoceno y Paleoceno, hasta la cima de la for-mación Cretácico Superior Méndez, donde secementa la tubería de revestimiento de 7”. Es-tas formaciones se componen al igual que eloligoceno, de lutitas hidratables aunque convalores de gradientes de presión de poro en el

rango de 1.50-1.60 g/cc.El principal problema de esta etapa es quese tienen intercalaciones de rocas calcáreascon gradientes de fractura de 1.90 g/cc, porlo cual se requiere perforarlas con una menordensidad que la etapa anterior a n de evitarpérdidas de circulación. Básicamente el mismouido de perforación de la etapa anterior perocon una densidad de 1.70 g/cc.

Etapa de explotación 5 7/8”

En esta etapa se perfora la zona productora delCampo (formaciones carbonatadas del Cretá-cico Superior y Cretácico Medio). Los proble-mas más comunes para los uidos de perfo-ración en esta etapa son: altas temperaturas

(155°C), contaminación con CO2 y/o H2S. Estazona se caracteriza por presencia de fracturasnaturales, en las cuales el valor de gradientede presión de poro (1.18 g/cc) es práctica-

mente el mismo que el de fractura. Se debenperforar en un punto de equilibrio para evitarlas pérdidas de circulación y al mismo tiempomantener controlado el pozo.

Terminación

Una vez cementada la Tubería de Explotación(5”), se procede a realizar la terminación delpozo. En esta etapa se requiere la utilización deFluidos Limpios libres de sólidos a n de evitar

el daño a la formación durante las operacionesde disparo y pruebas de admisión. Además deque al no tener sólidos en suspensión facili-tan la introducción del empacador, el aparejode producción, herramientas calibradoras, dedisparos, de registros de producción, etc. De-pendiendo de la densidad, se puede emplear:

• Agua Tratada (1.0 g/cc)• Salmuera sódica (1.01-1.19 g/cc)

• Salmuera cálcica (1.20-1.39 g/cc)La ventaja de este tipo de uidos es que pro-veen un amplio rango de densidades paracontrolar las presiones de formación sin usarsustancias dañinas como la barita.

Turbidez: Pequeñas partículas suspendidas enel uido producen dispersión de luz. La tur-bidez de un uido es una medida de la luzdispersada por las partículas suspendidas en

el uido. La turbidez se mide con un nefeló-metro, expresado el resultado en “NTU”. Estees proporcional a la concentración de sólidossuspendidos. Un uido limpio no contienepartículas de diámetro mayor de 2 micras, conun valor de turbidez no mayor de 30 NTU.Corrosión: El principal agente corrosivo que

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afecta a los materiales de la tubería en uidosbase agua son los gases solubles (O2, CO2, H2S)así como las soluciones salinas y ácidas.

A n de prevenir la corrosión, los uidos determinación son tratados con inhibidores decorrosión, los cuales no la suspenden comple-tamente pero sí la disminuyen considerable-mente.

Recomendaciones: Es necesario lavar la partesuperior de la bola colgadora antes de retirarel tubo ancla a n de evitar la introducciónde lodo en el interior del tubo de producción.Esto nos evitara problemas de taponamiento

al bajar la línea de acero para realizar la termi-nación del pozo. Ocacionando tiempo y gas-tos innecesarios.

10.2 Propiedades mecánicas de la tuberíarevestimiento (T.R)

Introducción.

Cuando expresamos las propiedades mecáni-

cas de un material nos referimos físicamente asu diseño de construcción, propiedades meta-lúrgicas del material y otros. Siendo de muchaventaja el conocer y comprender estas propie-dades para el buen uso del material y equipo.

Todos o la mayor parte de las propiedades deun material ó equipo se proporcionan la infor-mación en tablas del fabricante o por mediode instituciones dedicadas al estudio e investi-gación como él: API, AISI, ASTM, etc.

No olvidar, a como lo hemos expresado en te-mas anteriores, que el conocer y comprenderbien las propiedades mecánicas, especicacio-nes y normas de su equipo, podrá dar el usoeciente del mismo y en otros casos prevenirproblemas.

En relación con nuestro tema, anotaremos laspropiedades mecánicas de una T.R. más comu-nes y usuales en las actividades de diseño y

operaciones de perforación.

Propiedades mecánicas de la T.R.

• Diámetro y espesor de pared.

Los diámetros principales de la T.R. son:

Diámetro exterior (D.E.). Se reere al cuerpo

del tubo.Diámetro interior (D.I.). Parte interior de uncuerpo del tubo.Diámetro del cople (DC). Diámetro exteriorde la conexión.Drift. Máximo diámetro de pasos de una he-rramienta en la T.R. (Diámetro API)

El espesor de pared en la T.R. determina eldiámetro interno de la misma, a mayor espe-sor, menos diámetro interno. Se calcula de la

siguiente forma:

• Peso unitario.

Fig. 2. Diámetro y espesor deparedtuberias de revestimiento.

Espesor =D.E. - D.l.

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El peso lo expresamos en forma unitaria porcada “m” ó “ft”, considerando la longitud totaldel tramo en promedio (tablas). Ejemplo: T.R.9 5/8”– 70.04 kg/m= 47.00 lb/ft

• Grado del acero.

Las propiedades mecánicas y físicas de la T.R.dependan de la composición química y el tra-tamiento térmico que recibe durante su pro-ceso. Los fabricantes de T.R adquieren diferen-tes normas para aplicarlas en su producto, pormencionar algunas: API, ASTM, AISI, etc. En loque se reere el API, designa nueve grados deacero en la T.R especicado como:

Dichos grados especica el mínimo de APIpara el esfuerzo de resistencia ó cadencia, enmiles de lb/pg². En el caso de una P110, tieneun esfuerzo de resistencia de 110,000 lb/pg².

• Resistencia a la presión interna yexterna.

Presión interna

Es la capacidad de esfuerzo de una presióninterna que tiene una T.R. Se proporciona enunidades de kg/cm² ó lb/pg². Depende del es-pesor de pared (peso) y el grado. El esfuerzode la presión interna en la T.R., está sujeta lapresión hidrostática del uido y a una contra-

presión a pozo cerrado ó estrangulado.

Para calcular la presión interna en una T.R.,puede aplicar la siguiente fórmula (API):

Ri = Resistencia a la presión interna, en kg/cm²G = Grado de la T.R., en miles de lb/pg²e = Espesor de pared, en pg

D.E. = Diámetro exterior, en pg0.123= Factor Constante

Ejemplo:

Calcular presión al colapso de una T.R. de7” grado N80, de 35 lb/pie con un diámetrointerior de 6.004 pg.

Presión externa (de Colapso)

En forma común se le denomina presión al co-lapso y es la capacidad de resistencia de la T.R.a una presión en la parte externa. Esta presiónal ser mayor de la capacidad deforma la T.R.,colapsándola. Se expresa en kg/cm² ó lb/pg².

Nota: Presión de Colapso ver valores en las ta-blas de las especicaciones API de T.R.

• Resistencia a la tensión de un tubo.

La resistencia a la tensión es considerando elcuerpo del tubo o la conexión. Se reere a lacapacidad que tiene el tubo ó la conexión asoportar una tensión ó peso, expresándoseen kg ó lb.

At= (D2-d2) x 0.7854 = pg2

Resistencia a la tensiónRt = AtxG = lb

H40 J55 C75 L80N80 C95 P110 Q125

Ri= =kg/cm20.123 x G x e

D.E.

=. ,

.

= /

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Donde:

At= Área Transversal del tubo en pg2

D= Diámetro Exterior del tubo (pg)

d= Diámetro Interior del tubo (pg)0.7854= Factor ConstanteG= Grado de la T.R., en miles de lb/plg²Rt= Resistencia a la tensión de un tubo en lb

A continuación, en forma de resumen, toma-mos información técnica de tabla del fabri-cante, de las propiedades mecánicas de la si-guiente T.R. y a su vez vericamos la aplicaciónde la fórmula de la presión interna.

T.R. 13 3/8”, 68 lb/pie, conexion – Buttress, N-80CND.I = 12.415” –Drift = 12,259” Presión interna = 5,020 lb/pg²Resistencia de la Tensión = 1,556,000 lbResistencia de la junta= 1,556,000 lb

Aplicación de la fórmula:

At = (13.3752 - 12.4252) x 0.7854

= 19.445 pg2

Rt = 19.445 x 80,000 = 1,555,619 lbRt = 19.445x80,000=1,555,619 lb

10.3 Tipos de conexión y aprietes de T.R.

10.3.1 Tipos y características de lasConexiones

Las uniones de los tramos de la T.R. en el pozo,estarán sujetos a igual esfuerzos que el cuerpodel tubo, por lo tanto, sus propiedades de pre-siones al colapso e interna, tensión, etc., sonconsideradas y comparadas con las del cuerpode la tubería. En el siguiente cuadro sinóptico(Fig.5) se tienen los tipos de roscas más comu-

nes y describiremos alguna de ellas de las másusuales en el campo.

En forma estadística, sabemos que el 90% delas fallas en la T.R. ocurren en la conexión, sinembargo, en teoría tienen la misma ó mayorfuerza axial, aceptación de las mismas cargasde doblamiento y a igual desempeño con lapresión, que el cuerpo de la T.R. Es por estoque la selección debe ser la más adecuadapara soportar los esfuerzos a que estará sujetaen el pozo.

Características:Rosca redonda API (corta y larga)

Las primeras roscas que se utilizaron para co-nectar tramos de tubos, en los inicios de laperforación de pozos petroleros, se fabricabancon hilos en forma de “V” de 60°, con poca onula conicidad y de crestas aladas. En 1939, elComité de Estandarización del API para TuboPetrolero en Estados Unidos, uniformó las ca-

racterísticas de la rosca redonda a 8 hilos porpulgada y conicidad de 3/4” por pie.

Se conoce como 8 HRR (Ocho Hilos Rosca Re-donda) debido a que, en los diámetros másusuales, se fabrica con 8 hilos por pulgada ysus crestas y valles están redondeados.

CONEXIONES

INTEGRALES ACOPLADAS

RECALCADAS

API LISAS (FLUSH)

FORMADAS (SEMILISAS)

PREMIUM

API Extremeline

API Tubing Vam-Ace-XS

Vam Fit

HD-533

HD-521HD-SLXMAC II

Vam-FJL*HD-511HD-513*

8 Hilos 10 Hilos Buttress

MultiVam* Vam ACE* Vam SL* Vam Top* HD-563*

Diagrama 1. Clasicación de conexionespara T R.




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• En su diseño forman un ángulo de 60grados y redondas.

• Disponibilidad y bajo costo.• El sellado es una combinación de geome-

tría de conexión y grasa lubricante para

roscas.• Alto esfuerzo circunferencial de ensambleen los coples

• El número de hilos ó cuerda por pulgadases de 8.

Nota: los Flancos de estabilización y de cargason de 30º, con una conicidad de ¾” por pie.

Conexion Buttress API (BCN) (Figura 5)

La conexion Buttress, también conocida comoBCN, es una de las primeras conexiones aco-pladas que apareció en el mercado petroleromundial durante los años treinta. Debido a quevarias de las conexiones actuales —por ejem-plo, las Roscas Premium— basan su diseño enel principio de la rosca BCN, ésta se considera

la madre de las conexiones acopladas.• La conexion Buttress se utiliza en tube-

ría de revestimiento, en rangos de 4 1/2”hasta 20” de diámetro. Su fabricación está

sustentada en las normas API 5B.• Los tramos se unen entre sí con un copleindependiente con roscas internas.

• El perl de la rosca tiene crestas planas yraíces paralelas al cono ahusad con ángu-los de 3º y de 10º con la vertical al eje dela tubería.

• El número de hilos o cuerdas por pulgadaes de 5.

• Ahusamiento de 0.75”/pie con T.R.<13 3/8”y 0.9996”/pie en T.R.>16”.

• La rosca es trapezoidal tiene la capacidadde transmitir cargas axiales mayores quela redonda API-8.

• Apretamiento pobre de gas.• El sellado es una combinación de geome-

tría de conexión y grasa lubricante pararoscas.

• Alto esfuerzo circunferencial de ensambleen los coples.

Fig. 3. Piñon y caja HRR recalcada paratubing (EUE).

Fig. 4. Especicaciones de la rosca 8 hilos.

Fig. 5. Rosca Buttress.

Diagrama 2. Perl general de la roscabuttress.

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Sello metal – metal (Premium) – Fig. 6

La industria Petrolera ha desarrollado roscasde alto desempeño conocidas como roscas

Premium.

Estas se han diseñado con tolerancias dimen-sionales más estrictas y con diferentes ángulosen los ancos de sus hilos para mejorar su re-sistencia mecánica a la tensión, compresión yexión así como con hombro de torque paraenergizar los hilos, vericar y asegurar la com-pleta entrada del piñón en la caja. Aunado alo anterior, la mayoría de ellas cuentan con unsello metal-metal que asegura hermeticidad

en las condiciones más severas de presión,tensión, exión y temperatura.

Es importante indicar que no todas las roscasPremium tienen sello metal-metal, el cual sedene como dos supercies metálicas que sedeslizan una contra otra y que generan unapresión de contacto, igual o mayor, a la resis-tencia a la presión interna del cuerpo del tuboen el que están fabricadas.

Para optimizar la acción del sello metal-metal,la mayoría de estas roscas llevan un hombrode torque que energiza los hilos al recibir del15% al 85% del valor del torque nal aplicadoa la rosca. Este, debido a su ángulo negativo,incrementa la energía de contacto del sellometal-metal.

Se han desarrollado una gran variedad de for-mas en la geometría y los hilos de estas roscascon el n de garantizar un mejor desempeño yasí evitar el salto de los hilos, además de ase-

gurar un mejor agarre en pozos desviados. Lamayoría de ellas están inspiradas en la roscaButtress con algunas modicaciones en losángulos de sus ancos y en la altura de sushilos.

Para conrmar el correcto apriete de este tipo

de roscas es indispensable la utilización delequipo analizador de torque o Joint AnalizerMake Up (JAM). Las grácas de este equipo:torque-vueltas y torque-tiempo, indican laenergía aplicada en forma de valores de tor-que en los hilos, el sello y el hombro de torque.

Para aceptar o rechazar la conexión respectiva,es indispensable una adecuada lectura e inter-pretación de esta gráca, ya que es la únicaprueba de un correcto apriete.

En el caso de que la gráca tenga un compor-tamiento diferente al patrón típico mostrado,la junta deberá ser desconectada, limpiada einspeccionada para vericar que no existandaños en los hilos o en los sellos del piñón ola caja. Es necesario reengrasarla y volverla a

Fig. 6. Sello metal – metal (premium)

Diagrama 3. Comportamiento del valorde torque en una rosca sello metal-metalcon hombro de torque.




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apretar hasta en dos ocasiones más.

Si la gráca continúa mostrando anormalida-des, ambos tramos deberán ser descartados o

marcados para una futura revisión y se conti-nuará con la introducción.

Grácas aceptables de aprietes de tuberías

Grácas no aceptables de aprietes de tuberías

Estas roscas pueden fabricarse en los cuatrotipos de juntas conocidas, a continuación semencionan algunos tipos de ellas, aunque enla industria petrolera existen diferentes Fabri-cantes, a continuación se mencionan algunostipos de ellas, de uso común en UPMP clasi-

cadas como roscas ó conexiones Premium:

Lisos acoplados (Threaded and coupled)

• Roscas maquinadas sobre tubo liso unidaspor un cople.

• Ejemplos: TenarisBlue®, AMS, MVAM,VAM TOP, HD563, TCII, etc.

Recalcados (Up Set) • Roscas maquinadas en tubo con mayor

espesor en uno o ambos extremos.• Ejemplos: Tenaris PJD™, XL, VAMFIT, VA-

MACEXS, HD533, RTS, etc.

Fig. 7. Grácas aceptables de aprietes detuberías.

Fig. 8. Grácas no aceptables de aprietesde tuberías.

Fig. 9. Grácas no aceptables de aprietes

de tuberías.

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Formados (NearFlush)

• Roscas maquinadas con el extremo piñónsuajeado (cerrado) y el extremo caja ex-pandido en frío.

• Ejemplos: Tenaris Blue® NearFlush, ANJO,HDSLX, SLIJII, etc.

Lisos (Flush)

• Roscas maquinadas en los extremos lisosdel tubo y unidas sin utilizar coples.

• Ejemplos: VAMFJL, HD511, STL, HDL, etc.

La grasa API debe ser cuidadosamente apli-cada de acuerdo a la recomendación de cadafabricante. Sin embargo, como una norma ge-neral puede aplicarse el 70% a la caja y el 30%al piñón considerando especial atención en elsello, para evitar su desgarramiento.Durante el enrosque deberá aplicarse un máxi-mo de 25 rpm y 10 rpm para llegar al torquenal y obtener una gráca adecuada. Para ase-gurar la hermeticidad en el sellado de las roscas.

Nomenclaturas de fabricantes:

TAC = Tamsa Alto Colapso.TRC = Tamsa Resistente a la Corrosión.TRC 95 HC = Tamsa Resistente a la Corrosión– Alto Colapso.BCN = Buttress Cople Normal

10.4 Aprietes para TR

La práctica siguiente es recomendada paraapretar la tubería de revestimiento en campo.

Es conveniente, cuando inicia la introducciónde una sarta de tuberías de revestimientoproveniente del fabricante, apretar un su-ciente número de tubos para determinar elpar de apriete adecuado que se aplicará atoda la tubería.

Fig. 10. Grácas no aceptables de aprietesde tuberías.

Fig. 11. Conexión Formada.

Fig. 12. Manejo de roscas premium.




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Los valores de par de apriete listados en la ta-blas pueden ser el punto de partida como elvalor óptimo recomendado para efectuar elapriete. Si se escogen otros valores, el mínimo

par de apriete deberá ser no menor del 75%del óptimo seleccionado y el máximo no ma-yor del 125% del óptimo par de apriete.

La llave de apriete deberá ser provista de untorquimetro y computadora para gracar elapriete aplicado a cada conexión para quesea conable y de precisión vericada. En lasetapas iníciales del apriete, cualquier irregula-ridad en el apriete o en la velocidad del mis-mo, deberá ser observada, debido a que esto

puede ser causado por trasrosque, suciedad,roscas dañadas u otras condiciones desfavo-rables. Para prevenir el arrancamiento cuandose está haciendo el apriete en el campo, la co-nexión deberá ser hecha a una velocidad queno exceda las 25 RPM.

El valor de apriete óptimo mostrado en la ta-blas ha sido seleccionado para dar el aprieteóptimo bajo condiciones normales y deberá

ser considerado como satisfactorio.Apriete Geométrico

TriánguloEl triángulo de referencia puede quedar en elcuerpo del tubo o en los hilos de la rosca. Estodependerá del diámetro y espesor del tubo,así como de sus tolerancias.

Es de suma importancia identicar la ubica-

ción del triángulo, el cual sirve de referenciapara realizar el apriete geométrico.

IdenticadoresLa franja color blanco y el triángulo son doselementos básicos que ayudarán a realizar demanera correcta la operación de apriete.

Información que se observa en la rosca BCN

• Franja lineal pintada de color blanco de 1”x 24”

• Triángulo estampado en el cuerpo deltubo (extremo piñón)

• Apriete en campo (acoplamiento del pi-ñón sobre la caja)

• Apriete en planta (acoplamiento del cople

sobre el piñón)• Triángulo estampado en el cuerpo deltubo (extremo caja)

Pasos para el apriete

1. Aplicación de grasa

• El piñón y la caja deben estar completa-mente limpios, libres de materiales extra-ños y/o de grasa de almacenamiento (co-

lor amarillo).• La grasa para el apriete (color negro) debe

ser del tipo API, modicado de acuerdocon la norma API 5A2.

• La grasa debe aplicarse tanto en el piñóncomo en la caja, con una brocha tipo pin-tor, cubriendo perfectamente los 360º.

Fig. 13. Triangulo de referencia paraapriete geométrico en conexión buttress.

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NOTA: Utilice sólo la cantidad de grasa nece-saria.

2. Alineación del tubo. La alineación deltubo resulta ser un paso fundamental parael emboquillamiento del piñón en la caja.

3. Apriete geométrico. Las siguientes sonlas posiciones del triángulo en las cualesse puede lograr el apriete de la Rosca But-tress para ofrecer un acoplamiento ade-cuado.

Observaciones

Cuando se realiza el acoplamiento y se co-mienza a apretar el piñón sobre el cople, esteúltimo puede girar en algunos casos.

Le recordamos que el cople viene apretado defabrica con un valor mínimo recomendado porel API. Este giro del cople puede considerarse

normal, ya que la rosca no tiene un sello tipotope.

El giro del cople puede continuar hasta alcan-

zar el vértice del triángulo, mientras que en ellado piñón se debe llegar a la base del triángu-lo. Si el operador lo desea, puede utilizar unallave de aguante para sostener el cople.

NOTA: A nivel campo, se han observado hastados vueltas.

Giro del cople

Sin embargo, la posición del cople con res-

pecto a la base del triángulo, no deberá sertomado como base para rechazar o aceptar elproducto. Deberá tenerse especial cuidado deno trasroscar las cuerdas en el inicio del enros-que de estas grandes medidas de tubería. Lasllaves de potencia seleccionadas deberán sercapaces de obtener los pares de apriete parala totalidad de la corrida (50 000 lb-ft). Consi-derar anticipadamente que el valor del par deapriete máximo puede llegar a ser de hasta 5

veces el mínimo de la posición recomendada.

Los tubos que son dudosos por su inapropia-do apriete, deberán ser desenroscados y deja-das a un lado para su inspección y reparación.Cuando esto sea hecho, el cople utilizado en

Fig. 16. Apriete Geométrico.

Fig. 17. Giro del cople.

Fig. 14. RoscaBCN.

Fig. 15. Aplicación deGrasa.




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esa conexión, deberá ser inspeccionado cuida-dosamente en sus roscas dañadas. La Tuberíaapartada nunca deberá ser usada nuevamen-te, sin antes haber sido recalibrada ó enviada

al taller de maquinado, aún cuando la aparien-cia sea de daños menores.

Si los tubos tienden a bambolearse excesiva-mente en su extremo superior cuando se estáapretando, indica esto que la rosca no está enlínea con el eje del tubo, en ese caso la ve-locidad de rotación deberá reducirse paraprevenir el arrancamiento de los hilos de larosca. Si el bamboleo persiste a pesar de quese haya reducido la velocidad de rotación, el

tubo deberá apartarse para su inspección. De-berá considerarse seriamente la necesidad deusar un tubo con cualquier indicador anormal,cuando sea para instalarlo en una posición dela sarta, en donde será sujeto a grandes es-fuerzos de tensión.

10.5 Esfuerzos de la tubería de revestimien-to durante la introducción y cementación

Durante las operaciones de perforación, lastuberías empleadas se someten a esfuerzoscomo son el pandeo, cambios en la presióninterna, efectos térmicos, etcétera; los cualespueden incidir negativamente, ocasionandoque los costos y tiempos de operación se in-crementen más de lo planeado. Por lo anterior,se describen brevemente algunos de ellos.

Efecto del Choque

Durante la introducción de una sarta puedendesarrollarse cargas signicativas de choque,si la introducción se suspende súbitamente. Elesfuerzo axial resultante de cambios de veloci-dad repentina es similar al golpe causado porel agua en un tubo cuando la válvula se cierrarepentinamente, ocasionando lo que común-

mente se llama golpe de ariete.

Normalmente, las cargas de choque no sonseveras en cambios moderados de velocidad

en la introducción del tubo.

Efecto de cambio en la Presión Interna

Los cambios de presión interna pueden causarcargas importantes adicionales.Estos pueden ocurrir durante y después que lasarta se ha cementado y asentado en el cabe-zal del pozo.Durante las operaciones de cementación, lasarta está expuesta a cambios de presión in-

terna debido a la presión hidrostática de lalechada del cemento y la presión de despla-zamiento. Esto no crea únicamente esfuerzotangencial en la pared del tubo, el cual tiendeal estallamiento, sino también incrementa elesfuerzo axial. Mientras la tendencia al esta-llamiento es reconocida y mantenida dentrode los límites, algunas veces no se toma encuenta la carga axial. Esto puede tener conse-cuencias graves, especialmente si el cemento

ha comenzado a fraguar al terminar el despla-zamiento.

Efecto de cambio en la Presión Externa

Las condiciones de carga por presión externase basan en la densidad del lodo en el exteriorde la tubería de revestimiento durante las ope-raciones de cementación; algunas veces cuan-do la presión externa es mayor que la causadapor el lodo, se encuentran otras condiciones.

Comúnmente, esto no ocurre cuando la tube-ría se coloca frente a secciones de formacio-nes plásticas (domos salinos), eventualmentela sal transmitirá a la sarta la carga vertical desobrecarga.

También puede resultar un esfuerzo axial del

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cambio de presión externa después de la ter-minación del pozo. Un ejemplo común delcambio en presión externa se origina por ladegradación del lodo en el exterior de la tube-

ría de revestimiento.

Un incremento en la presión externa causa undecremento en el esfuerzo tangencial tensio-nal (es decir, un incremento compresivo tan-gencial). Esto signica que el diámetro de latubería de revestimiento disminuye, la longi-tud se incrementa y un incremento en la pre-sión externa, puede causar que la tubería secolapse.

Efectos Térmicos

Anteriormente, en el diseño de las tuberías derevestimiento no se consideraba el esfuerzoaxial por cambios de temperatura después deque la tubería es cementada y colgada en elcabezal. Los cambios de temperatura encon-trados durante la vida del pozo generalmen-te deben desecharse. Cuando la variación detemperatura no es mínima, debe considerarse

el esfuerzo axial resultante en el diseño de latubería y en el procedimiento de colgado. Al-gunos ejemplos de pozos en los cuales se en-contrarán grandes variaciones de temperaturason:

• Pozos de inyección de vapor.• Pozos geotérmicos• Pozos en lugares fríos.• Pozos costafuera.• Áreas con gradientes geométricos anor-

males.

Efecto de Flexión

En el diseño de la tubería de revestimientodebe considerarse el efecto de la curvatura delpozo y el ángulo de desviación vertical sobre

el esfuerzo axial en la tubería y cople. Cuandola tubería es forzada a doblarse, la tensión enel lado convexo de la curva puede incremen-tarse.

Por otro lado, en secciones de agujero relati-vamente rectas con un ángulo de desviaciónvertical signicativo, el esfuerzo axial provoca-do por el peso del tubo se reduce. El incre-mento de fricción entre el tubo y la pared delpozo también afecta signicativamente al es-fuerzo axial. En la práctica del diseño comúnse considera el efecto perjudicial por la exióndel tubo y el efecto favorable por la desviacióndel ángulo vertical no se considera. La fricción

de la pared del pozo, es favorable para el mo-vimiento de la tubería hacia abajo y desfavo-rable para el movimiento hacia arriba, general-mente se compensa por adición de un mínimode fuerza de jalón en la tensión axial.

Estabilidad de la Tubería

Si la presión sólo actúa en las paredes inte-riores y no en el extremo inferior de un tubo,

tiende a ladearlo o pandearlo; si la presión ac-túa únicamente sobre la pared exterior y no enel extremo inferior tiende a prevenir la exión.Cuando el tubo se cementa, la presión puedecausar exión, lo cual puede prevenirse ajus-tando la carga axial en el tubo, así, será igual oexcederá la carga de estabilidad.

Cuando una sarta de tubería es suspendidaverticalmente, pero no cementada, la cargaaxial en el punto más bajo es exactamente

igual a la carga de estabilidad y la sarta es es-table en este punto. Los puntos de arriba seránmás estables, ya que la carga axial es mayordebido al peso de la sarta y excederá a la cargade estabilidad en esos puntos.




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Aunque la sarta es estable al tiempo de insta-lación, puede convertirse en inestable debidoa los cambios de presión y temperatura resul-tantes de operaciones posteriores. Los cam-

bios en las cargas de estabilidad y axial ocu-rren a causa de dichos cambios y es posibleque una carga axial llegue a ser menor que lacarga de estabilidad, con lo cual la estabilidadse pierde.

Pandeo de las Tuberías

Las condiciones críticas de pozos como son:profundidad, alta presión y alta temperatura,requieren de un análisis y diseño seguro de

las sartas de tuberías, tanto de revestimientocomo de producción, ya que tales pozos sonfrecuentemente diseñadas al llamado factorde diseño límite.

El pandeo helicoidal es un parámetro impor-tante en un análisis de diseño. Este fenómenoinicialmente fue investigado por Lubinski, pri-mero por la derivación del conocimiento de larelación hélice/fuerza del pozo. Posteriormen-

te se usó extensivamente por otros investiga-dores.

La suposición fundamental para la ecuaciónde Lubinski es correcta para un tubo de diá-metro interior uniforme sin peso (ligero), tuboconcéntrico redondo; aunque todos los tubostienen peso, pero éste es mínimo comparadocon la fuerza externa aplicada; sin embargo, lalongitud total de la sarta en un pozo puedeser muy grande, por lo que este peso no pue-

de descartarse sobre todo en pozos donde serequieren tubos de gran espesor.Factores para mejorar el desplazamientoLos requerimientos necesarios para desplazarel lodo durante la cementación primaria son:

• Utilizar centradores.• Acondicionar el lodo antes de la cementa-

ción.• Mover la tubería durante el acondiciona-

miento del lodo y la cementación; evitán-dolo cuando el desplazamiento es en ujo

tapón.• Controlar la velocidad de desplazamientoy reología de la lechada.

• Utilizar altas velocidades cuando puedamantenerse el ujo turbulento en el inter-valo de mayor diámetro del área anular, através de la zona de interés.

• Con ujo turbulento mantener el tiempode contacto necesario para un ecientedesplazamiento del lodo.

• Cuando no pueda desarrollarse o mante-

nerse la turbulencia, considerar velocida-des inferiores para lograr el ujo tapón.

• Si no pueden lograrse estos ujos, ajustarlas propiedades reológicas del cemento.

En la actualidad existen muchas maneras dehacer eciente una cementación, utilizan-do algunos accesorios y productos quími-cos que mencionaremos más adelante.

10.6 Tipos y funciones de los accesorios dela sarta de TR

Centradores

Este tipo de accesorios crea un área anular deujo uniforme y minimiza la variación de la re-sistencia de las fuerzas de arrastre, a través deesa área de ujo.Los centradores no proporcionan una concen-tricidad perfecta entre agujero y tubería, pero

incrementan sustancialmente las condicionesde separación, mientras que una tubería sincentradores se apoyará contra la pared delagujero.Aunque estos accesorios aparentan ser obs-trucciones innecesarias, son efectivos y debenusarse donde sean aplicables.

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El tipo exible (Fig. 7) posee una habilidadmucho mayor para proporcionar la separaciónen el lugar en que el pozo se ha ampliado. Eltipo rígido (Fig. 8) provee una separación más

positiva donde el diámetro del pozo está máscerrado.

Las consideraciones de mayor importanciason:

• La posición• Método de instalación• Y distancia.

Los centradores deberán ser los adecuados yen número suciente para que, de acuerdo asu colocación en los intervalos que presenten

un interés especial, se obtenga la cementaciónrequerida.

En tuberías superciales, intermedias y de ex-plotación se recomienda colocar dos centra-dores en los tres primeros tramos y despuésalternados en cada tercer tramo.

En la tubería de explotación se requiere ubi-carlos frente a las zonas productoras y exten-derlos 30 m por encima y hacia abajo de ésta.

La correcta ubicación requiere consultar el re-gistro de calibración del agujero, ya que per-mite colocar los centradores donde el calibredel agujero presente las mejores condicionespara su buen funcionamiento, y que no que-den en donde existan derrumbes o cavernasmayores a su diámetro.

En las cementaciones primarias, el éxito deuna buena operación esta en función de lacentralización de la TR para obtener un des-

plazamiento uniforme de los uidos.

En algunos casos, los centradores pueden in-crementar las posibilidades de bajar la tuberíahasta el fondo; por ejemplo, donde existe elproblema de pegadura por presión diferencial.

El espaciamiento entre centradores viene de-terminado por el ángulo de desviación y elgrado de excentricidad tolerable.

El espaciamiento máximo permisible esta dadopor la siguiente ecuación:

L= Distancia entre centradores, piesD= Diámetro exterior de la tubería, pg

d= Diámetro interior de la tubería, pgW= Peso unitario de la tubería, lbs/ft = Ángulo de desviación del agujero,

gradosY= Deexión de descentralización, pg

Fig. 18. Centradores exibles.

Fig. 19. Centradores rígidos.

=( )

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Y = radio del agujero – radio de la tubería– Wn

Wn = (1- % excentricidad) x (radio del agujero – radio de la tubería)

Espaciamiento mínimo

Se debe utilizar como mínimo un centrador:

• En la zapata.• Dos tramos arriba de la zapata.• Cada tramo, y 30 metros arriba y debajo

de la zona de interés.• Cada tramo en cualquier parte donde la

adherencia es crítica.

Una pobre eciencia de desplazamiento, dejanormalmente un volumen substancial de lodoen la interfase formación-cemento-tubería,como puede observarse en la gura 9 lo quepuede conducir a problemas durante la termi-nación y vida de producción del pozo.

La tendencia del cemento a canalizarse a tra-vés del lodo es una función de:

• Las propiedades del ujo o reología dellodo y cemento.

• La geometría del espacio anular.

• La densidad del lodo y cemento.• El gasto del ujo.• Los movimientos de la tubería de revesti-

miento.

Fuerzas de arrastre del lodo, resistencia del gely erosión del lodo.

Las fuerzas de resistencia al arrastre del lodotienen un efecto en la eciencia, que es pro-porcional a la resistencia del gel. Por ejemplo:a más alta resistencia de gel se incrementa laresistencia diferencial para uir a través delárea no concéntrica.

El efecto de la fuerza requerida para iniciar elujo en el lado estrecho del espacio anular, esmayor cuando se tienen uidos plástico deBingham en ujo turbulento.

Las fuerzas que resisten al arrastre entre ellodo y la tubería pueden ser alteradas con unafuerza de desplazamiento positiva al rotar latubería mientras se desplaza el cemento, estoayuda a la remoción del lodo canalizado en

el lado angosto del espacio anular, como semuestra en la gura 10.

Moviendo recíprocamente la tubería haciaarriba y abajo, se ejerce una fuerza de arrastrede desplazamiento, menos positiva que con larotación.

Sin embargo, la reciprocidad también afectala velocidad del cemento y el lodo, beneciacuando se tiene ujo turbulento o laminar.

Las fuerzas de arrastre en la interfase lodo-ce-mento pueden causar la erosión del lodo ca-nalizado, si éstas son sucientemente altas, ysi el tiempo de contacto lograra una remocióncompleta del lodo.

LODO

ESPACIADOR

Fd1

Fd2

Fd3

FC

Fb

Fd1,Fd2,Fd3 =Fuerza de arrastre

Fb= Fuerza de flotación

Fc = Fuerza de inercia

Fig. 20. Ejemplo de una baja eciencia dedesplazamiento de cemento.

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En tales condiciones, es probable que existaremoción de la mayor parte del lodo canaliza-do cuando el cemento está en ujo turbulento.

El tiempo de contacto es denido como el pe-riodo durante el cual (en alguna posición en elespacio anular) se mantiene el lodo en contac-to con la lechada de cemento que está en elujo turbulento.

Para remover el lodo, el tiempo de contactono debe exceder de 10 minutos.Mover la tubería durante el acondiciona-miento del lodo y la cementación.Como ya se mencionó, el tipo de movimiento

de la tubería también altera los efectos entreel lodo y la tubería en una fuerza de resisten-cia positiva de desplazamiento.

Algunos estudios, indican que la rotación esmás efectiva que el movimiento reciprocopara remover el lodo canalizado donde la tu-bería esta descentralizada.

En resumen, en las fuerzas de arrastre lodo-cemento hay fuerzas entre la tubería-cemento

que también ayudan al desplazamiento.

Durante la rotación, las fuerzas de arrastre tu-bería-cemento son más efectivas que durantelos movimientos recíprocos, ya que el cemen-to tiende a empujar la columna de lodo cana-lizado en lugar de pasar de largo.

Rotando la tubería de 15 a 25 rpm se propor-ciona un movimiento más relativo del tubo ylos uidos del espacio anular que moviéndola

recíprocamente ½ metro en ciclos de 1 minu-to.

En resumen, las fuerzas de arrastre son másefectivas en la dirección de rotación de la tu-bería que las fuerzas de arrastre al moverla re-cíprocamente durante el desplazamiento.

Los movimientos recíprocos causan movi-mientos laterales o cambios de excentricidad.

Los centradores se mueven a través de lasirregularidades de la pared del pozo. Estosmovimientos laterales alteran el área de ujoy estimulan el desplazamiento del lodo cana-lizado.

Los movimientos recíprocos crean una presiónsubstancial y oleadas de velocidad en la pareddel agujero, que favorecen el efecto de ero-sión del cemento sobre el lodo canalizado por

un aumento de fuerzas de arrastre y de des-plazamiento.

Sin embargo, es importante conocer la mag-nitud de los cambios de presión para evitarfracturar la formación y originar pérdidas decirculación.

Al remover el enjarre de lodo, teóricamente semejora la adherencia del cemento con la for-mación.

Ahora bien, esto beneciaría las cementacio-nes siempre y cuando se logre la remocióntotal del enjarre, pero se podrían generar pér-didas de circulación y otros problemas relacio-nados con la deshidratación de cemento (pér-dida de ltrado).

Fig. 21. Efecto de rotar la tubería derevestimiento durante la cementación.

TUBERÍA SIN ROTAR INICIO DE ROTACIÓN LODO CASI REMOVIDO

CementoFluyendo Lodo Estático




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Acondicionar el lodo antes de la cementa-ción

Reduciendo la resistencia del gel y la viscosi-dad plástica de lodo, se mejora notablementela eciencia del desplazamiento y se reducenlas presiones requeridas en la interfase lodo-cemento.

También se reducen las fuerzas de arrastre dedesplazamiento requeridas para remover ellodo canalizado y disminuir los efectos de lasfuerzas resistivas tubería-lodo-pared del agujero.

Bajo ciertos y bien denidos límites de presión,puede bajarse la densidad del lodo empezan-do con la resistencia del gel y la viscosidadplástica, casi al límite de presión de formacióndel pozo.

Si esto se logra, la tubería debe ser rotada sólopara ayudar en la acción de limpieza y puedellevar a reducir la presión por debajo de la pre-

sión de formación.Evitar reacciones adversas lodo-cemento

Por los efectos de contaminación, puede exis-tir la posibilidad de mezclar el cemento y ellodo durante el bombeo y el desplazamiento,lo que da como resultado:

• Que el fraguado se acelere o retarde.• La reducción de la fuerza de compresión

del cemento.• El aumento de pérdida de ltrado (más

alta en el lodo que el cemento), y si eslodo base aceite puede llegar a formarseuna mezcla imbombeable y que el cemen-to no fragüe o no alcance consistencia.

Un estudio API, mostró que químicos inor-

gánicos tienen un efecto adverso sobrelos cementos (generalmente tienden aacelerar el fraguado) y el efecto dependede la concentración, mientras que los quí-

micos orgánicos generalmente lo retardany en algunos casos pueden inhibirlo com-pletamente.

Antes de efectuar trabajos con algunas rela-ciones lodo-lechada de cemento, se debenrealizar pruebas de laboratorio para identicarproblemas potenciales.

Para prevenir problemas de contaminación delas lechadas con el lodo, es mejor disminuir o

evitar su contacto.

El tapón limpiador previene la contaminacióndentro de la tubería y el uido espaciador re-duce el contacto en el aspecto anular.

Controlar los gastos de desplazamiento y lareología de las lechadas

Generalmente, altos gastos de desplazamien-

to mejoran la eciencia si el cemento puedealcanzar ujo turbulento hasta el espacio anu-lar.

Las condiciones que pueden evitar alcanzaresto, incluyen:

• Capacidad de gasto de desplazamiento li-mitada (equipo de bombeo).

• Una presión limitada de desplazamiento y

• Condiciones de ujo inapropiadas (reolo-gía) de lodo y/o lechada.

Las propiedades de la lechada de cementotambién se pueden alterar; por ejemplo, sepueden agregar dispersantes para bajar resis-tencias de gel y punto de cedencia y alcanzar

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el ujo turbulento a bajo gasto de desplaza-miento. Lo anterior es recomendable cuandose requieren altos gastos de bombeo.Cuando las condiciones de la pared del pozo

son tales que la turbulencia no deba alcanzar-se, hay que desplazar el cemento en régimende ujo tapón para mantener un perl de ve-locidades favorable en el espacio anular.

Mientras que las fuerzas de arrastre con ujotapón no son tan efectivas como cuando setiene ujo turbulento, puede ser beneciosoincrementar la resistencia del gel del cementotan alto como sea posible, particularmente enla primera parte de la lechada.

Los gastos de bombeo no deben producir unaumento de velocidad en el espacio anularmayor a 90 pies/minuto.

Bajo ciertas condiciones, lo anterior no puedeefectuarse controlando el ujo (gasto de bom-beo).

Por ejemplo, con efecto de tubo U por la alta

densidad de cemento y la presencia de pérdi-da de circulación.

Finalmente, podemos mencionar como se co-locan generalmente los accesorios en las tu-berías, y se realizan de la siguiente manera:

• Zapata guía en el primer tramo, puede serotadora y esto dependerá de las condi-ciones de diseño.

• Cople otador o diferencial, generalmen-

te se coloca entre el segundo y el tercertramo, y también dependerá de las condi-ciones de diseño.

• Dos centradores en cada uno de los dosprimeros tramos y luego alternados unocada tercer tramo o como se determinende acuerdo al registro de calibración. Los

centradores pueden ser rígidos o exibles.• La zapata y el cople necesitan enroscar-

se utilizando algún tipo de pegamentoadecuado para el acero, esto evita el des-

enroscamiento o desprendimiento de losmismos, así como de los tramos de tube-ría conectados a ellos.

• Existen los accesorios insertables que seadhieren al interior de la tubería por me-dio de presión y desarrollan las mismasfunciones que la zapata y cople.

• En la cementación de las tuberías conduc-toras y superciales, generalmente se ce-menta hasta la supercie.

• Si durante la cementación de las tuberías

superciales no sale cemento a la super-cie, se introduce una tubería de diámetroadecuado por el espacio anular entre latubería de revestimiento y agujero o con-ductor según sea el caso, a n de bom-bear el cemento necesario, que sirve parajar los tramos superciales.

Zapatas guías

Fig. 22. Zapata guía tipo aluminio.




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Coples

Fig. 24. Zapata guía tipo cemento conoricios laterales tipo cemento.

Fig. 25. Coples.

Fig. 26. Zapatasotadoras.

Fig. 27. Zapatasotadoras deoricios.

Fig. 28. Zapatasotadorasrimadora.

Zapatas otadoras

Fig. 23 Zapata guía tipo cemento.

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10.7 Equipos de supercie

10.8 Preparativos y recomendacionesde seguridad en las operaciones deintroducción de TR y cementación

En esta parte de aplicaciones, consideramosque usted conoce la tecnología de cementa-ción y que puede comprender fácilmente lassiguientes operaciones para aplicarlas en elcampo.

Se recomienda realizar una lista de vericaciónpara una operación de cementación (con baseen esta guía), incluyendo las medidas de segu-ridad y protección al medio ambiente.

Recomendaciones Practicas para laIntroducción de TR´s

Análisis del agua disponible

Es de gran importancia conocer con tiempolas características químicas del agua que seutilizará y efectuar pruebas del cemento conestas. Si se considera necesario se transpor-tará cuidando que su salinidad sea menor de1000 ppm de Cloruros.

Pruebas de cemento de cada lote recibido.El control de calidad del cemento es de granimportancia e invariablemente deberán efec-

tuarse pruebas de los lotes recibidos, básica-mente en cédula No. 5 sin aditivos, así comoel cálculo de la densidad máxima permisiblepara evitar pérdidas de circulación por fractu-ramiento de las formaciones y de acuerdo a latemperatura de fondo del pozo para el diseñode la lechada de cemento.

Diseño de la lechada de cemento y los ba-ches lavadores y espaciadores

El diseño de la lechada de cemento es un as-pecto muy importante ya que en la misma sedeben considerar aditivos para la presencia degas, retardadores y/o aceleradores en caso ne-cesario, etc., así mismo debe contemplarse lacompatibilidad con el lodo de perforación enuso y los diferentes baches a utilizar como sonlos limpiadores y espaciadores.

Con el objeto de tener mejores resultados en

las cementaciones primarias, el volumen deuido limpiador que se programe y el gasto,debe estar diseñado para un tiempo de con-tacto de 8 a 12 min.

Utilizando un ujo turbulento, lo cual es unmínimo recomendable para remover el enjarre

Fig. 29. Equipo supercial para una

cementación de TR.

Cuñas manualespara mesa rotariaCuñas mecánicas

Cabeza de cementaciónpara un sólo tapón

Cabeza de cementación




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de los lodos de perforación y para su diseñose deben tomar en cuenta el diámetro de lastuberías de revestimiento, así como los diáme-tros de los agujeros, para que sea el volumen

adecuado y se obtengan óptimos resultados,así mismo tomar en cuenta el tipo de forma-ción, se bombeará después de haber soltadoel tapón de diafragma.

Cuando se seleccione un uido espaciador,para efectuar un eciente desplazamiento dellodo, deberán tomarse en cuenta la reologíadel uido espaciador, gasto de bombeo, com-patibilidad del uido espaciador con el lodoy el cemento y tiempo de contacto; con lo-

dos base agua, un pequeño volumen de aguacomo espaciador entre el lodo y el cementohan registrado resultados satisfactorios.

El criterio más importante en la selección deun uido espaciador es que el uido seleccio-nado pueda desplazarse en turbulencia a gas-tos de bombeo razonables para la geometríaque presenta el pozo.

Antes de la introducciónProgramas de accesorios

El programa de accesorios estará sujeto bási-camente a los objetivos que se persigan, jan-do normas y condiciones que optimicen losresultados y evitando al máximo un incremen-to en los costos.

• Zapata• Cople de retención• Cople otador

• Centradores• Combinación a BCN para colocar cabeza

de cementar

Otros accesorios y equipos son: Combinaciónsolida, Ram´s para el diámetro de la TR, equipointegral para introducción de TR´s.

Así mismo se deben vericar los accesorios en:

• Longitud• Diámetro,

• Estado.• Tipo de Conexión.• Diámetros interiores.• Grados y librajes

Así como el funcionamiento de las partes delos accesorios antes de la operación, para quecualquier anomalía que se detecte se corrija atiempo y no a la hora de iniciar la introducciónde la tubería.

Colocación de accesorios y revisión de tra-mos

Es muy importante vericar la correcta colo-cación de accesorios, de acuerdo al programaelaborado previamente, así como también esimportante vericar las condiciones del uidode control, ya que es un factor de gran impor-tancia para el éxito de una cementación pri-maria.

Así mismo la numeración de los tramos, si-guiendo un orden de acuerdo al diseño de latubería de revestimiento que se utilizará enel pozo en grados, peso y tipos de roscas, lascuales deben satisfacer las condiciones de me-dida del probador manual y con el objeto deseguir el orden de introducción programado.

El total de tramos debe coincidir en todas suspartes con el número de tramos, apartando

los que están en malas condiciones, principal-mente en las roscas y los que se hayan gol-peado y dañado durante su transporte y/o in-troducción, así como los tramos sobrantes deltotal programado.

El ajuste aproximado de la totalidad de los tra-

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mos a utilizar, nos indicará las profundidadesde circulación, el cambio de grados y pesosde las diferentes tuberías programadas, hastallegar a la profundidad total.

Es muy importante vericar el calibrador quese está utilizando, ya que la pérdida del mismopuede ocasionar un problema serio a la horade la cementación y no se pueda establecercirculación porque el calibrador se quedó den-tro de la tubería de revestimiento que ya seintrodujo al pozo por lo que se debe procedera su pesca de inmediato.

Introducción de la tubería de revestimiento

Durante la introducción de la tubería de reves-timiento uno de los problemas que puede de-terminar el éxito o el fracaso de la operaciónde cementación, sería: el que se origine la pre-sión de surgencia que puede ocasionar pérdi-das de circulación que básicamente se puedenoriginar durante la introducción incorrecta dela tubería.

La velocidad de introducción deberá calcular-se antes de iniciar la operación de introduc-ción, velocidad que estará sujeta por la den-sidad del lodo de perforación, longitud de lacolumna, espacio entre tubería y agujero y ac-cesorios de la tubería.

Por la experiencia y la práctica se ha observa-do que no es conveniente rebasar una veloci-dad de introducción de 20-34 s por tramo de12 metros.

Llenado de tuberías y circulación

El llenado de la tubería dependerá de los acce-sorios programados y del funcionamiento delos mismos, así como de las condiciones deluido de control, de la velocidad de circula-

ción y recuperación del corte.

Los benecios de la circulación en el pozo, du-rante la perforación, así como en la cementa-

ción de tuberías de revestimiento son de granimportancia, tomando en cuenta que la ma-yoría de los lodos de perforación son de bajoesfuerzo de corte y forman geles con sólidosen suspensión cuando permanecen en reposo.

La circulación y el movimiento de la tubería enlos casos que sea posible, romperá este gel re-duciendo la viscosidad del lodo.

Los tiempos sucientes de circulación, depen-

derán de la profundidad, pozo, espacio anularentre tuberías y agujero, tipo de formacionesque se atraviesen y del buen funcionamientodel equipo de otación que se programe.

Instalación de la cabeza de cementación yde los tapones

La supervisión del estado físico de la cabezade cementación es de gran importancia, e im-

plica: enlaces de roscas, tapas, pasadores, ma-chos y válvulas, así como el diámetro correcto.

Así mismo, es de gran importancia la supervi-sión en la colocación y limpieza de los taponesde desplazamiento y en la posición de las vál-vulas o machos de la cabeza de cementacióndurante la operación.

Vericación del sistema Hidráulico de bom-beo supercial

Es muy importante vericar el buen funciona-miento de las bombas de los equipos de per-foración así como la limpieza de las mismas,con el objeto de evitar contratiempos en losdesplazamientos de las lechadas de cemento,se debe checar su eciencia y volúmenes por




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embolada que estará sujeto a los diámetrosdel pistón y carrera del mismo.

Operación de cementación.

En el proceso de operación es importante veri-car la instalación correcta de equipos progra-mados y auxiliares, checar circulación, prepararel colchón limpiador de acuerdo al programa,tipo y volumen para bombear al pozo, prepa-rar el colchón separador, soltar el tapón deldiafragma o limpiador, bombear el colchónseparador, bombear la lechada de cementode acuerdo a diseño elaborado en cuanto a

densidad, soltar el tapón de desplazamiento osólido, bombear un colchón de agua natural ydesplazar la lechada con el volumen calculado;durante la operación es importante vericar lacirculación, niveles de presas y presión de des-plazamiento.

La vericación de la llegada del tapón de des-plazamiento al cople de la retención o presiónnal es de gran importancia, ya que será una

manera de checar el volumen calculado dedesplazamiento, además de comprobar que lamaniobra efectuada en la cabeza de cementa-ción fue correcta.

La presión nal se descargará a cero y se che-cará el funcionamiento de equipo de otacióny en caso de falla del mismo se represiona-rá con una presión diferencial adecuada, paraevitar el efecto del microanillo y se cerrará elpozo hasta el fraguado inicial de la lechada

Por último se elaborará el reporte nal de laoperación, que incluirá el ajuste nal de la tu-bería de revestimiento indicando grado, pesoy rosca, número de centradores utilizados,presiones de operación, si se presentó algunafalla mencionarla, indicar si durante la opera-

ción la circulación fue normal o se presentaronpérdidas y si funcionó o no funcionó el equipode otación, además se indicará el tiempo defraguado y el programa de terminación.

Operaciones posteriores a la cementación

La tubería se anclará en sus cuñas con el 70%del peso de la longitud libre (sin cementar), secortará, biselará y se colocarán empaques se-cundarios, carrete adaptador y se probará conpresión, posteriormente se bajará a reconocerla cima de cemento, se probará la tubería, seescariará y se evaluará la cementación toman-do un Registro Sónico de Cementación CBL-

VDL.

10.9 Prueba de integridad de las TRS

Datos

TR 20” 94 lb/pie k- 55 1,000 m

Profundidad de la prueba 975 m

Resistencia presión interna 2,110 psi

Densidad del fluido 1.20 gr /cm3

Densidad de respaldo 1.07 gr /cm3

Factor de seguridad de presión interna 1.10

Cople flotador

Zapata 20”

1000 m.

975 m.

Estado Mecánico

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10.10 Operaciones, recomendaciones yprocedimiento en la introducción de la TR

1.- Tubería de revestimiento preparada enforma adecuada para su introducción alpozo.

2. Calibración de la tubería de revestimiento

La calibración se realiza para vericar que elinterior del tubo este libre de obstáculos (es-

topa, madera, guantes, etc.), o que no estecolapsado. Si no se calibra el tubo y se metedañado o con basura al pozo, esto puede pro-vocar que los accesorios se obstruyan y setape la T.R. Por lo que se tendría que efectuarun viaje a la supercie lo que retrasaría la ope-ración de introducción de la T.R.

Colocada la T.R. en los cargadores, se realiza lacalibración tramo por tramo con el calibradorAPI (1/8” menor al diámetro interior).

Fig. 30. Tubería de revestimiento.

Cálculos:1. Resistencia a la presión interna de la TR con el factor de seguridad

2. Presión hidrostática del uido ó lodo:

3. Presión hidrostática del respaldo (presión normal de formación).

4. Presión máxima disponible para aplicar en supercie.

Recomendación. Aplique solo la presión requerida para la densidad equivalente máxima pro-gramada en la próxima etapa.

RPI= = =1,918 psi x 0.0703 = 135 kg/cm2RPIFS

2,110 psi1.10

PhL= = = 117 kg/cm2

DL x P10

1.20 x 97510

PhL= = = 104 kg/cm2

DL x P

10

1.07 x 975

10

PMS = RPI = (PhL - Ph

R) = 135 - ( 117 - 104) = 122 kg/cm2




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Calibradores para TR

Protección al medio ambiente:

La UPMP se compromete a realizar la explota-ción de los recursos naturales no renovables

en una forma efectiva y sustentable, desarro-llando y utilizando tecnologías y procesosambientalmente adecuados y evitando dañosal medio ambiente o a otros recursos natu-rales. Además se mejorará la eciencia en losprocesos, aprovechando de la mejor maneraposible los recursos no renovables, aumen-tando la eciencia energética y reduciendo ydisponiendo de los desechos generados enformas ecológicamente aceptables.

Relación de iniciativas y proyectos y otras ac-tividades para el control y reducción de con-taminantes:

1. Colocar geomembrana antes de instalar elequipo.

Instalar:

• Charola recolectora de derrames bajo el

piso rotaria.• Caja recolectora de uidos (chaqueta).• Hule limpiador para tubería.• Bomba de achique en contra pozo.• Charola recolectora de uido de control

en módulos de bombas.• Presas auxiliares para almacenar uidos.

• Contenedores para almacenar recorte deformación.

• Dique y charola recolectora de uidos entanques de diesel.

• Charola recolectora de uidos en tanquepara diesel o lodo sin peso.• Cunetas interiores.• Trampas para aceite en la red de cunetas

interiores.• Carcámo.• Contenedores para basura orgánica e in-

orgánica.• Contenedores para resíduos peligrosos.• Contenedores para pedaceria metálicas.• Contenedores para chatarras.

• Letrinas y fosa sépticas.• Escuridores, mechudos y trapos.• Quemador ecológico.• Desionizadores en el sistema de en-

friamiento de máquinas de combus-tión interna.

• Centrífugas de alta velocidad para elimi-nar sólidos coloidales.

• Sellar con material adecuado las tapas depunterías de los motores.

Fig. 31. Calibradores.

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11.1 Objetivo y clasicación de la cemen-tación

11.1.1. Objetivos de una Cementación

A través del tiempo, el proceso de cementación depozos petroleros cada vez ha sido más complejo.Las compañías de petróleo cuentan con gente ylaboratorios de investigación que permanente-mente contribuyen al avance de esta tecnología.

Los Objetivos Principales del proceso deCementación son:

1. Adherencia a la formación y soporte de la

tubería.2. Restringir el movimiento de uidos a tra-

vés de las formaciones.3. Por medio de un fraguado rápido del ce-

mento, prevenir posibles ujos en el pozo.4. Proteger la tubería de revestimiento de los

esfuerzos y desgaste cuando se perfora.5. Proteger la tubería de revestimiento de la

corrosión.6. Aislar zonas con baja ó alta presión.

7. Evitar derrumbes de formaciones no con-solidadas.

Objetivos de la Cementación para los Dife-rentes tipos de Tuberías de Revestimiento.

Cementación de tubería conductora. Objetivo:

• Proteger las rocas superciales poco con-solidadas y tener un medio para la circula-ción del uido de control.

• Diámetros. De 30 a 20 pulgadas.• Profundidades. De 0 a 150 m

Cementación de tuberías superciales. Objetivo:

• Prevenir la contaminación de acuíferossuperciales, tener un medio para la ins-talación de las conexiones de control (Pre-ventores), soportar el peso de las tuberías

siguientes, aislar zonas de derrumbes.• Diámetros. De 20 a 10 ¾ pulgadas.• Profundidades. De 0 a 1000 m

Cementación de tuberías de revestimientointermedia.

Objetivo:

• Aislar las zonas de baja presión, zonas dederrumbes y zonas de pérdida.

• Diámetros. De 11 3/4 a 7 pulgadas.• Profundidades. De 0 a 4000 m

Cementación de tuberías de revestimientode explotación.

Objetivo:• Aislar zonas de alta presión (presión anor-

mal), de formaciones hidrólas, protegerel pozo durante su vida productiva, aislar

y prevenir la migración de uidos, produ-cir selectivamente el yacimiento, tener unmedio de control del pozo.

• Diámetros. De 7 5/8 a 7 pulgadas.• Profundidades. De 0 a 5000 m

Cementación de TR corta (Liner) de explo-tación

Objetivo:• Aislar zonas de baja presión, proteger el

pozo durante su vida productiva, aislar yprevenir la migración de uidos, produ-cir selectivamente el yacimiento, tener unmedio de control del pozo.

• Diámetros. De 9 5/8 a 5 pulgadas.• Profundidad. Esta varían de acuerdo a la

profundidad del yacimiento.

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Capítulo 11 - Cementaciones

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4. Reducir la relación gas-aceite.5. Sellar un intervalo explotado.6. Sellar parcialmente un intervalo que se se-

leccionó incorrectamente-7. Corregir una canalización en la cementa-

ción primaria.

8. Corregir una anomalía en la tubería de re-vestimiento.

Tapones de cemento

Los tapones comprenden un cierto volumende lechada de cemento, colocado en el agujeroo en el interior de la tubería de revestimiento.

Objetivos de los tapones de cemento:

1. Desviar la trayectoria del pozo arriba de unpez o para iniciar la perforación direccional.

2. Taponar una zona del pozo3. Taponar el pozo. (temporal o denitivo)4. Resolver un problema de pérdida de cir-

culación en la etapa de perforación.5. Fijar pescados.

6. Corregir anomalías en la T.R.7. Proporcionar un amarre en la prueba del

pozo.

11.2 Clasicación de los cementos API yASTM

Los cementos Portland son fabricados de talmanera que puedan hacer frente a ciertas nor-mas físicas y químicas que dependen de susaplicaciones. En los Estados Unidos de Nor-teamérica hay varios institutos que estudiany dictan especicaciones para la fabricacióndel cemento Portland. Estos grupos incluyena la ACI (American Concrete Institute), AAS-

HO (American Association of State HighwayOfcials), ASTM (American Society for TestingMaterials), API (American Petroleum Institute),y varios departamentos del gobierno federal.De estos grupos el mejor conocido dentro dela industria petrolera es el ASTM, el cual se en-carga de los cementos para la construcción,y el API que se encarga de dictar las normasy especicaciones de los cementos utilizadossolamente en pozos petroleros.

Sin embargo en México el cemento utilizadopara la aplicación de lechadas de cementose había venido evaluando de acuerdo a lasespecicaciones dadas por API American Pe-troleum Institute hasta el año de 1993, talesespecicaciones para el caso particular delaindustria Petrolera Mexicana, no resultaronser las adecuadas, motivo por el cual fue ne-cesario adecuar y estudiar rangos de controlmás estrictos para obtener mejores resultados

técnicos y económicos, usando una normativi-dad propia y especíca. Lo que dio origen a laNorma de Referencia NRF-069-PEMEX-2002,la cual es un documento normativo para la fa-bricación de Cemento Clase “H”.El ASTM (American Society for Testing Mate-rials) provee especicaciones para cinco tipos

Cemento Completamentefraguado sin canalizaciòn

de gas

Cemento adherido ala formaciòn

Cemento adherido ala tuberìa

Zona de interès

Fig. 1. Cementación primaria.

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de cementos Pórtland: Tipos I, II, III, IV y V. loscementos elaborados para la industria petrole-ra están sujetos a diferentes rangos de presióny temperatura y dieren considerablemente de

los tipos ASTM que se elaboran para usarse encondiciones atmosféricas. Por estas razones,el API provee las especicaciones que cubrennueve clases de cementos para pozos petrole-ros, designadas como clases A, B, C, D, F, G yH. Las clases A y B corresponden a los tipos I,II y III del ASTM, y los tipos IV y V del ASTM notienen correspondencia con ninguna clase API. 11.2.1 Clasicación de los cementos API

Cementos APISon cementos para pozos petroleros manufactu-rados esencialmente de la misma manera que loscementos Portland, con los mismos ingredientes,pero en diferentes proporciones. Estos cementosson molidos a una diferente nura, lo cual varíala relación agua/cemento requerida. Los cemen-tos API son diseñados para alcanzar un ampliorango de condiciones encontradas en los pozospetroleros. Por consiguiente, las especicaciones

respecto a la composición químicason estableci-das por el Instituto Americano del Petróleo (API).

Clase AMezclado con agua hasta una densidad de1.87 gr/cm3, el cemento clase A es usado encementaciones de tubería de revestimiento,forzadas y tapones. Este cemento puede sermodificado a través del uso de extendedo-res, retardadores, aditivos para la pérdidade fluido, aceleradores, etc. Para alcanzar

cualquier necesidad. Es fácilmente disponi-ble, moderadamente resistente a los sulfa-tos, y puede ser modificado para usarse aotras profundidades.

Clase BDestinado para ser usado de 0 a1830 m de

profundidad, cuando las condiciones requie-ran una resistencia a los sulfatosmoderada oalta. La densidad de la lechada de cementoclase B es de 1.87 gr/cm3 (56% de agua).

Clase CEl cemento API. Clase C es usado hasta 1830m y puede ser modicado para profundidadesmayores. Donde se requieran, simultáneamen-te, resistencia a los sulfatos y alta resistencia ini-cial a la compresión, el cemento clase C es elmás adecuado. Él cemento clase C es usado entodos los tipos de aplicaciones hasta una pro-fundidad de 3050 m. la densidad de la lechadanormal del cemento clase C es de 1.77 g/cm3

(56% de agua). Sin embargo, 70% de agua auna densidad de 1.67 gr/cm3 también puedeser usada. El cemento clase C ofrece las ventajasde una alta resistencia a los sulfatos y una altaresistencia a la compresión inicial; sin embargo,presenta tiempos de espesamiento erráticos aprofundidades debajo de 3050 m, y requieremás retardador que las clases A, G ó H.

Clase D

El cemento API clase D es fabricado para serusado hasta 3050 m sin aditivos. Los cemen-tos clase D y E han sido sustituidos por los ce-mentos clase G y H. Aunque diseñado para serusado sin aditivos extras, el cemento Clase Dpuede ser modicado. El contenido de aguarecomendado por el API es de 38% el cualproduce una densidad de la lechada de 1.87gr/cm3, está pre-retardado para su uso hasta3050 m y puede ser modicado con aditivospara casi cualquier aplicación. Puede ser pre-

parado en un rango de densidades de lechadade 1.87 a 2.52 gr/cm3 para pozos que requie-re acelerarlo. Es usado con alta densidad delechada debido al ataque de los sulfatos. Sudisponibilidades limitada y su costo es algomayor que el cemento clase C.




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Clase E Esta destinado a usarse de 3050 a 4270 m deprofundidad, bajo condiciones de altas tempe-raturas y altas presiones. Está disponible en am-

bos tipos: de resistencia a los sulfatos moderadao alta. La densidad de la lechada para el cemen-to clase E es de 1.87 gr/cm3. (38% de agua.)

Clase F:Destinado a usarse de 3050 a 4880 m de pro-fundidad, bajo condiciones extremadamentealtas de temperaturas y presión. Está disponi-ble en ambos tipos: de resistencia a los sulfa-tos moderada o alta. La densidad de la lecha-da del cemento clase F es de 1.87 gr/cm3 (38%

de agua).

Clase GEs especial para todo uso, diseñado para usarsehasta 2440 m de profundidad sin necesidad deaditivos. El cemento clase G es un cemento demoderada o altas resistencias a los sulfatos, elcual puede ser modicado para cubrir un ampliorango de profundidades de pozos y temperatu-ras. Mezclado en una relación de agua de 44%,

el cemento clase G es utilizable en cualquier apli-cación. Puede ser modicado para aplicacionessomeras o extremadamente profundas.

Clase H:Esta molido gruesamente y está diseñado parausarse hasta 2440 m sin modicación. El ce-mento clase H es un cemento de alta resisten-cia a los sulfatos el cual puede ser modicadopara cubrir un amplio rango de densidades,con los aditivos apropiados. La densidad dela lechada recomendada para el cemento solopara evaluar su control de calidades de 1.98gr/cm3, pero densidades de 1.95 gr/cm3 y 1.60gr/cm3 son comúnmente usadas. Este cemen-

to fue desarrollado para un comportamientouniforme a altas temperaturas y grandes pro-fundidades. La resistencia a la compresión noes tan alta como las de los cementos de mo-lienda más na, a bajas temperaturas.

Composición química y propiedades delos cementos API: las siguientes tablas 1 y 2muestran la composición química típica de loscementos API y sus principales propiedades:

Tabla. 1. Composición química típica de los cementos API.

Tabla 2 Propiedades físicas de los cementos API.

API C3S% C2S% C3A% C4AF% Relación AGUA/CEM% A 53 24 8 min 8 46

B 47 32 5 max. 12 46

C 58 16 8 8 56

D 26 54 2 12 38

E 26 54 2 12 38

F 26 54 2 12 38

G 50 30 5 12 44

H 58-65 ------- 3 máx. 15 máx. 38

APIAgua mezcla

(L/scs)Densidad

g/cm3

RendimientoL/scs

Profundidad(Metros)

Temperaturaestática (° C)

A 23 1.87 39 0-1830 16-77B 23 1.87 39 0-1830 16-77

C 28 1.77 39 0-1830 16-77

D 19 1.97 35 1830-3050 77-110

E 19 1.97 35 3050-4270 77-143

F 19 1.97 35 3050-4880 110-160

G 22 1.89 38 0-2440 16-93

H 19 1.98 35 0-2440 16-93

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Propiedades de los Cementos que cubrenlas Normas API

En las operaciones de perforación de pozos,

los cementos son casi universalmente usadospara desplazar el lodo de perforación y llenarel espacio anular que existe entre el pozo y latubería de revestimiento.

Para cumplir con estos propósitos, los ce-mentos deben estar diseñados para las con-diciones de pozo que varían desde la super-cie hasta aquellas en las profundidades queexceden los 30,000 pies (9144 m), donde losrangos de temperatura van desde áreas con-geladas hasta más de 700 °F (371 °C) en po-zos geotérmicos perforados para producciónpor inyección de vapor. Estas normas no cu-bren todas las propiedades de los cementossobre tales rangos de profundidad y presión.No obstante, si ofrecen las propiedades físicasy químicas de distintas clases de cemento quedeberán afrontar la mayoría de las condicionesdel pozo. Estas especicaciones incluyen aná-lisis químicos y físicos. Los análisis compren-

den: contenido de agua, neza, resistencia a lacompresión, y tiempo de bombeabilidad.Aun cuando estas propiedades describen loscementos para propósitos especícos, los ce-mentos para pozos petroleros deben poseerotras propiedades y características para proveerlas funciones necesarias en el fondo de pozo.

11.3. Diseño de las lechadas de cemento

Relación de agua:

Es la relación del volumen del agua usada conrespecto al peso del cemento usado. La canti-dad máxima de agua que puede ser usada conun cemento para pozos petroleros es la can-tidad que puede ser agregada antes de queocurra la separación de los sólidos. La cantidadmínima de agua es la cantidad requerida parahacer la lechada bombeable por consiguiente,la relación de agua normal está gobernada porlos límites máximo y mínimo para una claseparticular de cemento. Una lechada bombea-

ble es una que no solo puede ser bombeadafácilmente sino que también puede ser mez-clada fácilmente. Mientras que solo se requie-re cerca del 22% de agua para reaccionar conel cemento, al menos un 38% de agua es ne-cesario para ser una lechada mezclable y bom-beable.

El A.P.I. dene tres parámetros acerca delcontenido de agua de una lechada:

Agua Libre:

Se conoce como agua libre, la cantidad deagua que se espera de la lechada, despuésde haber sido agitada durante 20 minutos enun consistómetro de presión atmosférica 80°F(27°C) y dejada en reposo por 2 horas y se ex-presa en cm3 o en porcentaje.

Un apreciable contenido de agua libre en una

muestra de lechada en el campo, indica que:1. La lechada no fue sucientemente agitada

para obtener un buen mezclado.2. Se uso agua en exceso.Lo que origina:A. Inestabilidad de la lechada.B. Asentamiento de sólidos y generalmente

Tabla 3. Propiedades de los cementos quecubren las normas API.

Propiedades Como obtenerlas

Alta resistencia inmediata Incrementando el contenido de C

3S

y molienda más no

Mayor tiempo en elfraguado

Controlando el contenido de C3S y

C3 A y molienda más grueso

Bajo calor de hidratación Limitando el contenido de C3S y C

3 A

Resistencia al ataque delos sulfatos

Limitando el contenido de C3 A




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sucede cuando el valor del punto de ce-dencia e índice de comportamiento deujo adquiere un valor de cero.

En ambos casos el cemento puede ser afec-tado en gran escala, si la lechada es movidahasta el término de su tiempo bombeable, elexceso de agua causará un producto fraguadopermeable. Este cemento fraguado será débily susceptible de ser atacado por invasión deuidos, si la lechada es movida solamente untiempo corto después de ser mezclada, man-teniéndola estática posteriormente, da lugar ala formación de bolsas de agua libre (puentesde agua) y canalización, de ahí la necesidad de

usar la cantidad de agua especicada. Agua Mínima

El API RB 10B establece que el agua mínimapara un cemento es aquella que da 30 unida-des de consistencia (Uc) a los 20 minutos deestarse agitando, en el consistometro de pre-sión atmosférica a 80 °F.( 27 °C).

Las lechadas con consistencia mayor de 30 Uc,se considera que son difíciles de bombear ypor lo tanto deben causar excesiva presión debombeo.

Agua Normal

Puesto que los valores de máximo y mínimo,de agua de mezcla, representan un rango y noson jos no se toman en consideración paralas pruebas de laboratorio.

El agua especicada de acuerdo a los proce-dimientos de pruebas según la tabla 3 de lasección II del API RP 10B es referida al aguay es la cantidad usada para todas las pruebasestándar API.

Estrictamente hablando, el agua debe ser lacantidad de agua que da a la lechada las mejo-res propiedades para su particular aplicación.

El API RP 10B establece que:El agua normal de una lechada de cemento, esaquella que da 11 Uc a los 20minutos de agi-tarse en un consistómetro de presión atmos-férica 80 ° F (27°C).

Debido a que esta cantidad variara para cadasituación y para algún sistema de cemento enparticular, el término agua normal ha sido re-comendado para usarse en la designación dela cantidad establecida por el API, y es jada

como sigue:

Todos estos parámetros están controladospor el tamaño de las partículas de cemento.Un cemento de molienda na requerirá máscantidad de agua para mojarse y uidizar lalechada, al contrario de un cemento gruesoque utilizara una mayor cantidad de agua paraformar una lechada bombeable.

Cálculo de la Densidad y Rendimiento deuna Lechada:

El primer paso en el diseño de las lechadas decemento es el cálculo del rendimiento, la den-sidad y el agua de mezclado que formarán la

Tabla 4. Porcentaje de agua por tipo decemento.

Clase aAPI

% Agua por pesocemento

a 46

b 46

c 56

e 38

g 44

h 38

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lechada. A continuación se presenta un proce-dimiento para estimar estos valores.

Rendimiento:

El rendimiento de la lechada se dene como elvolumen que ocupará un saco de cemento conel agua de mezcla y los aditivos que contenga.De los aditivos solo tienen injerencia aquellosque son insolubles y por lo tanto aportan vo-lumen adicional a la lechada; los aditivos solu-bles se integran al volumen del agua de mez-cla y no afectan al rendimiento.

El rendimiento se calcula con la siguiente ex-

presión:

Rendimiento = 15.9 + (agua de mezclado +Volumen Aditivos Insolubles)

En donde:

Rendimiento= Volumen de lechada que produ-cirá un saco de cemento al ser mezclado (lts/ sc)15.9 = Es el volumen que ocupan 50 kg de ce-

mento (Densidad promedio de 3.14 kg/lts)Agua de mezclado=Volumen de agua utiliza-da para preparar la lechada (lts/ sc)Volumen Aditivos insolubles= Es la sumade los volúmenes de cada uno de los aditivosinsolubles (bentonita, arena, hematita, etc).El volumen de cada aditivo se calcula con laexpresión(lts).

Densidad:

La densidad de la lechada se dene como elpeso que tendrá la unidad de volumen de lalechada preparada. Las unidades de la den-sidad son: gramos / centímetros cúbico (gr/

cm3). Se calcula dividiendo el peso de un sacode cemento,más el peso del agua de mezcla-do, mas la suma del peso de todos los aditi-vos, entre el volumen que ocupará un saco de

cemento ya mezclado, es decir: el rendimientode la lechada:

En donde:

Densidad =Densidad de la lechada. ( gr/cm3)50= Peso de un saco de cemento. ( kg)

Agua de mezclado= el peso del agua utiliza-da en el mezclado (kg).Peso de aditivos= (kg)

Dado que la densidad del agua dulce es 1 gr/ cm3, el peso del agua, en kg, tiene el mismovalor que su volumen en litros. Cuando se uti-liza como aditivo sal (NACL), esta se mezclapreviamente en el agua, produciendo una sal-muera, por lo que su concentración se expre-

sa referida al agua de mezcla y no al peso delcemento como todos los demás aditivos. Enestos casos, el peso del agua de mezclado secalcula.

Agua de mezclado= Volumen de agua utili-zada para preparar la lechada. ( lts / saco)

Peso de aditivos= Es la suma de los pesos decada uno de los aditivos que se agregan a unasaco de cemento (kg).

Volumen de aditivos=La suma de los volúme-nes de cada uno de los aditivos (L). El volumende cada aditivo se calcula con la expresión:

lts==

aditivodel(kg/lts)Densidad

cementodesacocadapor aditivosde(kg)PesoVolumen

3/ cm gr =++

=oRendimient

AditivosdePesoMezclade Agua50Densidad




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11.4. Aditivos para cementos

Para cubrir el amplísimo rango de condicionesde trabajo que la industria petrolera presen-ta en sus operaciones de cementación, se handesarrollado una gran cantidad de productos(aditivos) para cementos, los que modicanlas propiedades originales de las lechadas decemento, permitiendo la creación de lechadasespecialmente para cada trabajo.Esto ha sido posible en gran escala a raíz deldesarrollo de los cementos llamados básicos

(clase G y H), que por sus características per-miten ser modicados ampliamente.En la Industria Petrolera existe una gran canti-dad de aditivos para proporcionar caracterís-ticas especiales a los cementos utilizados enpozos petroleros. A continuación se hace unresumen de la clasicación y principal objetivode cada uno de los tipos de aditivos:

Aceleradores: Se utiliza en operaciones a

temperaturas menores de 38° C para logrardesarrollar resistencias a la compresión acep-tables en corto tiempo (35 kg/cm2 a las 8 hrs.). Extendedores: Estos aditivos se usan para re-ducir la densidad de la lechada en los casos enque la formación no puede soportar la densi-dad de la lechada normal. También se utilizanpara hacer mas económica la lechada, incre-mentado el rendimiento y/o utilizando mate-

riales más baratos.Densicadores: Los densicadores tiene lafunción inversa a los Extendedores, incremen-tan la densidad de la lechada. Al integrar ma-terial de alta densidad a la lechada, sin querequiera más agua de mezclado, se logra una

lechada que puede controlar altas presionesen el pozo.

Retardadores: Los retardadores se agregan a

las lechadas de cemento neto para evitar unfraguado demasiado rápido. El tipo y la con-centración del retardador dependen mayor-mente de la temperatura que de la profundi-dad (presión) del pozo. La nura del cementotambién incide fuertemente en los retardado-res, ya que la velocidad de hidratación es fun-ción de la supercie especíca de los granosde cemento. El uso de retardador en concen-tración excesiva puede causar el sobre retar-damiento de la lechada que origina problemas

de canalizaciones o ujos durante la cementa-ción, pues extiende sin necesidad el periodode tiempo entre el tiempo de espesamiento yel tiempo de fraguado.

Controladores de pérdida de circulación: Estos aditivos son de dos tipos: materiales ob-turante, usados en casos de pérdidas parciales;y bloqueadores, para controlar pérdidas tota-les y severas. Los obturantes se utilizan, por lo

general, antes de la cementación y no cons-tituyen propiamente un aditivo del cemento.Comúnmente los bloqueadores a base de ce-mento son sistemas complejos con propieda-des tixotrópicas.

Reductores de ltrado: Los reductores de l-trado en el cemento se usan para prevenir ladeshidratación prematura de la lechada frentea formaciones permeables, para proteger deldaño a las formaciones sensibles y para ayu-

dar en la formación de nodos en las cemen-taciones forzadas. Los reductores de ltrado,generalmente, incrementan la viscosidad de lalechada y ayudan en el retardamiento del fra-guado.

Dispersantes: Los Dispersantes se utilizan para

ltsaditivodel lts Kg Densidad

cementode sacocada por aditivosdekg PesoVolumen ==

)/(

)(

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disminuir la viscosidad de la lechada y mejorarlas condiciones de ujo dentro del pozo, lo-grando ujos turbulentos con menores gastos.Los Dispersantes, por lo general, aumentan el

tiempo de espesamiento de la lechada, por loque debe ser probada su compatibilidad conel retardador usado. Además, mejoran las pro-piedades de control de ltrado de la lechada,cooperando con los reductores de ltrado.

Sistemas especiales: Dentro de esta clasica-ción se encuentra una gran cantidad de sis-temas a base de cemento destinados a usosespecícos: cementos con latex, cementos conbras, cementos expansivos, cementos para

controlar gas, etc.

11.5 Preparativos y recomendaciones deseguridad en las operaciones de introduc-ción de TR y cementación.

En esta parte de aplicaciones, consideramosque usted conoce la tecnología de cementa-ción y que puede comprender fácilmente las

siguientes operaciones para aplicarlas en elcampo. Se recomienda realizar una lista de ve-ricación para una operación de cementación(con base en esta guía), incluyendo las medi-das de seguridad y protección al medio am-biente.

Operaciones previas a la cementación

a. Análisis del agua disponible.

Es de gran importancia conocer con tiempolas características químicas del agua que seutilizará y efectuar pruebas del cemento conestas. Si se considera necesario se transpor-tará cuidando que su salinidad sea menor de1000 ppm de Cloruros.

b. Pruebas de cemento de cada lote reci-bido.

El control de calidad del cemento es de gran

importancia e invariablemente deberán efec-tuarse pruebas de los lotes recibidos, básica-mente en cédula No. 5 sin aditivos, así comoel cálculo de la densidad máxima permisiblepara evitar pérdidas de circulación por fractu-ramiento de las formaciones y de acuerdo a latemperatura de fondo del pozo para el diseñode la lechada de cemento.

c. Programas de accesorios

El programa de accesorios estará sujeto bási-camente a los objetivos que se persigan, jan-do normas y condiciones que optimicen losresultados y evitando al máximo un incremen-to en los costos, así mismo se deben vericarlos accesorios en su diámetro, estado, tipo derosca, diámetros interiores, grados y librajes,así como el funcionamiento de las partes delos accesorios antes de la operación, para quecualquier anomalía que se detecte se corrija a

tiempo y no a la hora de iniciar la introducciónde la tubería.

d. Diseño de la lechada de cemento y losbaches lavadores y espaciadores.

El diseño de la lechada de cemento es un as-pecto muy importante ya que en la misma sedeben considerar aditivos para la presencia degas, retardadores y/o aceleradores y en casonecesario, etc., así mismo debe contemplarse

la compatibilidad con el lodo de perforaciónen uso y los diferentes baches a utilizar comoson los limpiadores y espaciadores.

Con el objeto de tener mejores resultados enlas cementaciones primarias, el volumen deuido limpiador que se programe y el gasto,




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debe estar diseñado para un tiempo de con-tacto de 8 a 12 min. Utilizando un ujo turbu-lento, lo cual es un mínimo recomendable pararemover el enjarre de los lodos de perforación

y para su diseño se deben tomar en cuenta eldiámetro de las tuberías de revestimiento, asícomo los diámetros de los agujeros, para quesea el volumen adecuado y se obtengan ópti-mos resultados, así mismo tomar en cuenta eltipo de formación, se bombeará después dehaber soltado el tapón de diafragma.

Cuando se seleccione un uido espaciador,para efectuar un eciente desplazamiento dellodo, deberán tomarse en cuenta la reología

del uido espaciador, gasto de bombeo, com-patibilidad del uido espaciador con el lodoy el cemento y tiempo de contacto; con lo-dos base agua, un pequeño volumen de aguacomo espaciador entre el lodo y el cementohan registrado resultados satisfactorios. El cri-terio más importante en la selección de unuido espaciador es que el uido selecciona-do pueda desplazarse en turbulencia a gastosde bombeo razonables para la geometría que

presenta el pozo.Operaciones durante la cementación

a. Colocación de accesorios y revisión detramos.

Es muy importante vericar la correcta colo-cación de accesorios, de acuerdo al programaelaborado previamente, así como también esimportante vericar las condiciones del uido

de control, ya que es un factor de gran impor-tancia para el éxito de una cementación pri-maria. Así mismo la numeración de los tramos,siguiendo un orden de acuerdo al diseño delademe que se utilizará en el pozo en grados,peso y tipos de roscas, las cuales deben satis-facer las condiciones de medida del probador

manual y con el objeto de seguir el orden deintroducción programado.

El total de tramos debe coincidir en todas sus

partes con el número de tramos, apartandolos que están en malas condiciones, principal-mente en las roscas y los que se hayan gol-peado y dañado durante su transporte y/o in-troducción, así como los tramos sobrantes deltotal programado.

El ajuste aproximado de la totalidad de los tra-mos a utilizar, nos indicará las profundidadesde circulación, el cambio de grados y pesos delas diferentes tuberías programadas, hasta lle-

gar a la profundidad total, es muy importantevericar el calibrador o “conejo” que se estáutilizando, ya que la pérdida del mismo puedeocasionar un problema serio a la hora de lacementación y no se pueda establecer circula-ción porque el calibrador se quedó dentro delademe que ya se introdujo al pozo por lo quese debe proceder a su pesca de inmediato.

b. Introducción de la tubería de revesti-

mientoDurante la introducción de la tubería de reves-timiento uno de los problemas que puede de-terminar el éxito o el fracaso de la operaciónde cementación, sería: el que se origine la pre-sión de surgencia que puede ocasionar pérdi-das de circulación que básicamente se puedenoriginar durante la introducción incorrecta dela tubería. La velocidad de introducción debe-rá calcularse antes de iniciar la operación de

introducción, velocidad que estará sujeta porla densidad del lodo de perforación, longitudde la columna, espacio entre tubería y agujeroy accesorios de la tubería. Por la experiencia yla práctica se ha observado que no es conve-niente rebasar una velocidad de introducciónde 20-34 s por tramo de 12 metros.

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c. Llenado de tuberías y circulación.

El llenado de la tubería dependerá de los acce-

sorios programados y del funcionamiento delos mismos, así como de las condiciones deluido de control, de la velocidad de circula-ción y recuperación del corte.

Los benecios de la circulación en el pozo, du-rante la perforación, así como en la cementa-ción de tuberías de revestimiento son de granimportancia, tomando en cuenta que la ma-yoría de los lodos de perforación son de bajoesfuerzo de corte y forman geles con sólidos

en suspensión cuando permanecen en reposo.La circulación y el movimiento de la tubería enlos casos que sea posible, romperá este gel re-duciendo la viscosidad del lodo.

Los tiempos sucientes de circulación, depen-derán de la profundidad, pozo, espacio anularentre tuberías y agujero, tipo de formacionesque se atraviesen y del buen funcionamientodel equipo de otación que se programe.

Instalación de la cabeza de cementación yde los tapones.

La supervisión del estado físico de la cabezade cementación es de gran importancia, e im-plica: rocas, tapas, pasadores, machos y válvu-las, así como el diámetro correcto. Así mismo,es de gran importancia la supervisión en lacolocación y limpieza de los tapones de des-plazamiento y en la posición de las válvulas o

machos de la cabeza de cementación durantela operación.

d. Vericación del sistema Hidráulico debombeo supercial.

Es muy importante vericar el buen funciona-

miento de las bombas de los equipos de per-foración así como la limpieza de las mismas,con el objeto de evitar contratiempos en losdesplazamientos de las lechadas de cemento,

se debe checar su eciencia y volúmenes porembolada que estará sujeto a los diámetrosdel pistón y carrera del mismo.

e. Operación de cementación

En el proceso de operación es importante veri-car la instalación correcta de equipos progra-mados y auxiliares, checar circulación, prepararel colchón limpiador de acuerdo al programaen tipo y volumen y bombear al pozo, prepa-

rar el colchón separador, soltar el tapón deldiafragma o limpiador, bombear el colchónseparador, bombear la lechada de cementode acuerdo a diseño elaborado en cuanto adensidad, soltar el tapón de desplazamiento osólido, bombear un colchón de agua natural ydesplazar la lechada con el volumen calculado;durante la operación es importante vericar lacirculación, niveles de presas y presión de des-plazamiento.

La vericación de la llegada del tapón de des-plazamiento al cople de la retención o presiónnal es de gran importancia, ya que será unamanera de checar el volumen calculado dedesplazamiento, además de comprobar que lamaniobra efectuada en la cabeza de cemen-tación fue correcta. La presión nal se descar-gará a cero y se checará el funcionamiento deequipo de otación y en caso de falla del mis-mo se represionará con una presión diferencialadecuada, para evitar el efecto del microanillo

y se cerrará el pozo hasta el fraguado inicial dela lechada

Por último se elaborará el reporte nal de laoperación, que incluirá el ajuste nal de la tu-bería de revestimiento indicando grado, pesoy rosca, número de centradores utilizados,




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presiones de operación, si se presentó algunafalla mencionarla, indicar si durante la opera-ción la circulación fue normal o se presentaronpérdidas y si funcionó o no funcionó el equipo

de otación, además se indicará el tiempo defraguado y el programa de terminación.

Operaciones posteriores a la cementación

La tubería se anclará en sus cuñas con el 30%de su peso, se cortará, biselará y se colocaránempaques secundarios, carrete adaptador y seprobará con presión, posteriormente se bajaráa reconocer la cima de cemento, se probará latubería, se escariará y se evaluará la cementa-

ción tomando un Registro Sónico de Cemen-tación CBL-VDL.

Factores para mejorar el desplazamiento

Los requerimientos necesarios para desplazarel lodo durante la cementación primaria son:

• Utilizar centradores.• Acondicionar el lodo antes de la cementa-

ción.• Mover la tubería durante el acondicio-namiento del lodo y la cementación; evi-tándolo cuando el desplazamiento es enujo tapón.

• Controlar la velocidad de desplazamientoy reología de la lechada.

• Utilizar altas velocidades cuando puedamantenerse el ujo turbulento en el inter-valo de mayor diámetro del área anular, através de la zona de interés.

• Con ujo turbulento mantener el tiempode contacto necesario para un ecientedesplazamiento del lodo.

• Cuando no pueda desarrollarse o mante-nerse la turbulencia, considerar velocida-des inferiores para lograr el ujo tapón.

• Si no pueden lograrse estos ujos, ajustar

las propiedades reológicas del cemento.

En la actualidad existen muchas maneras dehacer eciente una cementación, utilizando

algunos accesorios y productos químicos quemencionaremos más adelante.

Una pobre eciencia de desplazamiento, dejanormalmente un volumen substancial de lodoen la interfase formación-cemento-tubería, loque puede conducir a problemas durante laterminación y vida de producción del pozo.

La tendencia del cemento a canalizarse a tra-vés del lodo es una función de:

•Las propiedades del ujo o reología dellodo y cemento.

•La geometría del espacio anular.•La densidad del lodo y cemento.•El gasto del ujo.•Los movimientos de la tubería de revesti-

miento.

Fuerzas de arrastre del lodo, resistencia del gel

y erosión del lodo.Las fuerzas de resistencia al arrastre del lodotienen un efecto en la eciencia, que es pro-porcional a la resistencia del gel.

Por ejemplo:A más alta resistencia de gel se incrementa laresistencia diferencial para uir a través delárea no concéntrica.

El efecto de la fuerza requerida para iniciar elujo en el lado estrecho del espacio anular, esmayor cuando se tienen uidos plástico deBingham en ujo turbulento. Las fuerzas queresisten al arrastre entre el lodo y la tuberíapueden ser alteradas con una fuerza de despla-zamiento positiva al rotar la tubería mientras se

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blemas relacionados con la deshidratación decemento (pérdida de ltrado).

Acondicionar el Lodo antes de la Cementación

Reduciendo la resistencia del gel y la viscosidadplástica de lodo, se mejora notablemente la e-ciencia del desplazamiento y se reducen las pre-siones requeridas en la interfase lodo-cemento.También se reducen las fuerzas de arrastre dedesplazamiento requeridas para remover el lodocanalizado y disminuir los efectos de las fuerzasresistivas tubería-lodo-pared del agujero.

Bajo ciertos y bien denidos límites de presión,

puede bajarse la densidad del lodo empezandocon la resistencia del gel y la viscosidad plásti-ca, casi al límite de presión de formación delpozo. Si esto se logra, la tubería debe ser rota-da sólo para ayudar en la acción de limpieza ypuede llevar a reducir la presión por debajo dela presión de formación.

Evitar reacciones adversas lodo-cemento

Por los efectos de contaminación, puede exis-tir la posibilidad de mezclar el cemento y ellodo durante el bombeo y el desplazamiento,lo que da como resultado:

• Que el fraguado se acelere o retarde.• La reducción de la fuerza de compresión

del cemento.• El aumento de pérdida de ltrado (más

alta en el lodo que el cemento), y si eslodo base aceite puede llegar a formarse

una mezcla imbombeable y que el cemen-to no fragüe o no alcance consistencia.

Un estudio API, mostró que químicos inorgá-nicos tienen un efecto adverso sobre los ce-mentos (generalmente tienden a acelerar elfraguado) y el efecto depende de la concen-

tración, mientras que los químicos orgánicosgeneralmente lo retardan y en algunos casospueden inhibirlo completamente.

Antes de efectuar trabajos con algunas rela-ciones lodo-lechada de cemento, se debenrealizar pruebas de laboratorio para identicarproblemas potenciales. Para prevenir proble-mas de contaminación de las lechadas con ellodo, es mejor disminuir o evitar su contacto.El tapón limpiador previene la contaminacióndentro de la tubería y el uido espaciador re-duce el contacto en el aspecto anular.

Controlar los gastos de desplazamiento y la

reología de las lechadas

Generalmente, altos gastos de desplazamien-to mejoran la eciencia si el cemento puedealcanzar ujo turbulento hasta el espacio anu-lar. Las condiciones que pueden evitar alcanzaresto, incluyen:

• Capacidad de gasto de desplazamiento li-mitada (equipo de bombeo).

• Una presión limitada de desplazamiento yCondiciones de ujo inapropiadas (reolo-gía) de lodo y/o lechada.

Las propiedades de la lechada de cementotambién se pueden alterar; por ejemplo, sepueden agregar dispersantes para bajar resis-tencias de gel y punto de cedencia y alcanzarel ujo turbulento a bajo gasto de desplaza-miento. Lo anterior es recomendable cuandose requieren altos gastos de bombeo.

Cuando las condiciones de la pared del pozoson tales que la turbulencia no deba alcan-zarse, hay que desplazar el cemento en régi-men de ujo tapón para mantener un perlde velocidades favorable en el espacio anular.Mientras que las fuerzas de arrastre con ujo

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tapón no son tan efectivas como cuando setiene ujo turbulento, puede ser beneciosoincrementar la resistencia del gel del cementotan alto como sea posible, particularmente en

la primera parte de la lechada.

Los gastos de bombeo no deben producir unaumento de velocidad en el espacio anularmayor a 90 ft/min. Bajo ciertas condiciones,lo anterior no puede efectuarse controlandoel ujo (gasto de bombeo). Por ejemplo, conefecto de tubo U por la alta densidad de ce-mento y la presencia de pérdida de circulación.

11.6 Operación de cementación de primera

etapa con cople Stab-In.

Objetivo de una cementación primaria detubería de revestimiento 20” con Stab- In.

Descripción del objetivo

Estas tuberías de revestimiento de 20” utilizadasen pozos exploratorios profundos,protegeny sellan las formaciones poco consolidadas e

invadidas de las aguas freáticas, además deservir como apoyo y como ancla para la co-locación del preventor, y proporcionar mayor

compactación de los estratos supercialespara las columnas de las tuberías de revesti-miento más profundas.

La cementación de éstas tuberías en ocasiones sehacen siguiendo métodos tradicionales, es decir,utilizando en el fondo una zapata guía y copleotador, donde se depositan los tapones de dia-fragma y sólido para desplazar las lechadas.

Debido al grado de dicultad que se presentaen ese tipo de operaciones,durante la colocaciónde la cabeza de cementación de mucho peso, alser introducida la tubería de revestimiento en elpozo;así como los grandes volúmenes de lechada

y uidos de control para desplazarlas,se efectuóun cambio en el procedimiento de cementación;surgiendo la técnica de utilizar herramientas másligeras (Stinger) conectado con la tubería de per-foración, el cual se aloja en el cople otador ytodos los uidos que se bombean al pozo comoson: baches de limpia, baches separadores, lecha-das, etc. se hacena través del mismo. Facilitandoasí,la operación de la cementación de la TR de 20”como se observa en el diagrama del pozo.(Fig. 2).

Cálculo de una cementación de la TR de 20”con niple de sellos(Stab-in)

Tabla 6. Datos de cementos.

Tabla 5. Capacidades del pozo.

Datos del pozo Capacidad

Capacidad entre la TR de 20” y agujero de 26” 139.85 L/m

Capacidad entre la TR de 20” y Tc* de 30” 194.57 L/m

Capacidad de la TP de 5“, 19.5lb/ft 9.26 L/m

Capacidad de la TR de 20”, 94 lb/ft 185.31 L/m

Datos del cemento normal Datos del cemento de baja densidad

Densidad 1.95 gr/cm³ Densidad 1.60 gr/cm³

Rendimiento de lechada 36.08 L/sc Rendimiento de lechada 52.05 L/sc

Aguapara mezclar 22.05 L/sc Aguapara mezclar 42.05 L/sc

Tiempo bombeable 5.00 h Tiempo bombeable 5.30 h

Longitud de lechada 150 m m Longitud de lechada 850 m




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5. Cantidad de cemento de baja densidad(1.60 gr/cm³)

C3 =800 m x 139.85 L/m=>111,880 Lx1.20/52.05L/sc=> 2,579scx 50 kg/sc=>128,985kg=>

128.95ton

El exceso de cemento por descalibracion delagujero se determina por medio del registro decalibración. En este ejemplo por regla empíricaagregamos un exceso de 20% al cemento cal-culado de baja densidad para el espacio anular.

6. Cantidad total de cemento normal y debaja densidad

CTC =41.05+ 128.95=170.0 ton

7. Volumen de lechada de cemento de bajadensidadde 1.60 gr/cm³ en barriles:

VL2=800 m x 139.85 L/m x 1.20=>134,256.0=>134,256L/159L/bl=>844.0bl

8. Volumen total de lechada.

VTL1=25,173L=159.90blVTL2=134,256L=844.00blVTL = 159,429L= 1,003.90bl

Agua para mezclar cemento de baja densidadde 1.60 gr/cm³No. de sacos= 2,578.0

Agua para mezcla = 2,578.0sc x 42.05 L/sc=108,404 lts.

Agua para mezclar cemento normal de 1.95gr/cm³

No. de sacos= 123+698= 821scsAgua para mezcla =821sc x 22.05 L/sc=18,103.0 lts.Agua total para mezcla de cementos = 108,404

.

Stin740 m

C21000 mPT

TP 5"

TC 30"

19.5 Ibs/pie

C450 m

Aguero de 26"

C3

Estado mecànico

TR 20"94 Ibs/pie C1

Fig. 3. Diagrama de la cementación de unaTR de 20” con Stab-in.

Cálculos:

1. Cantidad de cemento normal para el inte-rior entre zapata y cople Stab-in

C1 =>24 m x 185.31L/m => 4 448L / 36.08 L / sc=> 123 sc x50 kg/sc

=> 6 150 kg/1000=>6.15 ton

2. Cantidad de cemento normal para el es-pacio anular entre agujero y zapata.

C2= 150 m x 139.85 L/m =>20,977.5 x 1.20=> 25,173.0 L

25,173.0 / 36.08 L/sc=>698sc x 50 kg/sc=>34,900kg /1000=>34.90 ton

3. Cantidad total de cementonormal condensidad de 1.95 gr/cm³.

CTC =C1 + C2 =>6.15 ton + 34.9 ton=>41.05 ton

4. Volumen de lechada de cemento normalde 1.95 gr./cm³ en barriles :

VL1=4,448.0+20,978.0=>25,426L/159L/ bl=>159.9 bl

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• Vericar comportamiento de ujo y ca-racterísticas del uido en la línea de otedurante toda la operación (Con apoyo delIng. De Fluidos o personal competente) .

• Vericar que no existan fugas en la líneade cementar, de ocurrir estas noticar deinmediato para corregir mismas.

• Contar con la disponibilidad de especialis-tas (eléctricos y mecanicos).

• No efectuar operaciones simultaneas.

Efectuar cálculos en el pozo

• Calcular el peso de la tubería de revesti-miento y tubería de trabajo.

• Calcular el volumen de agua para la ope-ración.

• Calcular el volumen de desplazamiento.• Calcular la presión diferencial.• Calcular la presión máxima para no des-

prender la tubería de revestimiento.Parano estallar la tubería de revestimiento.

• Calcular el peso necesario que se cargarásobre el cople para evitar que el niple desellos salga del nido.

• Calcular la presión máxima a aplicar en elespacio anular entre la tubería de revesti-miento y la tubería de trabajo para evitarel colapso.

Efectuar ajuste

Con el niple de sellos, tocar el cople otador yefectuar ajuste.

Instalar cabeza de cementar

Instalar cabeza de cementación sobre el tubode ajuste y con el tapón instalado.

Enchufar niple de sellos

Enchufar niple de sellos y cargarle el peso cal-

culado sobre el cople otador.Probar sellos con circulación a diferentes gas-tos y registrar datos.

Conectar y probar líneas de cementar

• Conectar la línea de cementar a la cabezade cementación y cerrar la válvula macho,probar en baja con 350 psi y en alta con5000 psi.

Bombear bache lavador

• Con la unidad de alta presión bombear alpozo el bache lavador, al término registrar

presión.• Descargar la presión en las cajas de la uni-

dad de alta presión.• Si la presión se abate a cero y deja de re-

gresar uidos se da por bueno elfunciona-miento del equipo de otación.

Mezclar y bombear lechada

• Con la unidad de alta presión preparar la

lechada y depositarla en el recirculador endonde se medirá la densidad y se termi-nará de homogeneizar.

• Succionar la lechada del recirculadorybombear al pozo iniciando este bombeoa bajo gasto, estando atento que el pozocircule, posteriormente se debe bombearal gasto programado.

• Recuperar muestras de la lechada periódi-camente durante la cementación para ve-ricar el fraguado de estas a temperatura

ambiente.• Vigilar durante la cementación el peso de

la tubería de trabajo y la circulación paratener control de la operación. Auxiliándo-se con el personal de operación.

• Al terminar el bombeo de la lechada,bombear 3 bls. de agua dulce y soltar el

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tapón.

Soltar tapón de desplazamiento

• Soltar el tapón de desplazamiento veri-cando que el número de vueltas coincidacon las cuanticadas durante la revisiónde la cabeza y certicar su salida por elindicador del paso del tapón.

Desplazar lechada

• Bombear uido de perforación con labomba del equipo a las cajas de la unidadde alta y desplazar la lechada, iniciando

con bajo gasto hasta observar circulación.Después a gasto programado.

• Abrir todos los machos de la cabeza decementar sin suspender el bombeo.

• A los 10 barriles. Antes de completar elvolumen de desplazamiento. Disminuirel gasto de bombeo para evitar llegadabrusca del tapón.

• Alcanzar presión nal con 500 lb/pg2 arri-ba de la presión de bombeo.

Descargar presión nal y vericar equipode otación

• Descargar presión nal en las cajas de launidad de alta presión, medir el volumende uido que regresa y vericar nueva-mente el funcionamiento del equipo deotación.

• Lavar con agua el espacio anular entre latubería de revestimiento y conductor cir-

culando por la válvula en el conductor anivel del contrapozo.

Esperar fraguado y desmantelar

• Cerrar válvulas en la cabeza de cementa-ción y esperar fraguado de cemento un

tiempo máximo de 24 h• Desconectar la línea pegada en la cabeza

de cementación, y lavar el equipo.

Nota: En casoque no salga cemento a super-cie, checar cima de cemento en el espacioanular entre tubo conductor de 30” y TR de20”y colocar un anillo de cemento con tuberíamacarroni de 1.900” (Con su respectivo difusoren el extremo inferior).

11.7 Aplicación, equipos y cálculos para lacementación de TR corta (liner)

11.7.1 Aplicación de Tubería corta (Liner)

A estas sartas de tubería de revestimiento queestán colgadas se les denomina tubería corta(liners) y se utilizan casi en todas las termina-ciones de pozos profundos. En esta sección sedescriben brevemente cuatro tipos de tuberíacorta (liners):

• Tubería corta (liner de perforación o pro-

tectoras)• Tubería corta (liner de producción)• Tubería corta (liner complementario)• Tubería corta (liner “scab”)

¿Qué es un Tubería corta (liner de Perfora-ción)?

Una Tubería corta (liner de perforación) (Fig. 3)es una sarta de tubería de revestimiento quese cuelga de otra tubería de revestimiento de

un diámetro mayor que haya sido cementadaen el pozo. Se utiliza para tuberías de revesti-miento en pozos abiertos de manera que sepueda llevar a cabo una perforación más pro-funda. Un liner de perforación sirve para ayu-dar a controlar la producción de agua o gas,aislar las zonas de pérdida de circulación aislar




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las zonas de alta presión.

Diseño una Tubería corta (Liner de Perfo-ración).

Un liner de perforación está sujeta a las mis-mas condiciones de diseño que una tuberíaprotectora de revestimiento, y brinda las mis-mas protecciones. Se pueden requerir diferen-tes liners de perforación.

Como sucede con todos los liners, la parte su-perior de la tubería de revestimiento no se ex-tiende a la supercie.

Si no que se “cuelga” de algún punto de unasarta de tubería de revestimiento previa.

Tubería corta (Liner de Explotación)

Un liner de explotación es una sarta de tuberíade revestimiento que se cuelga de un liner deperforación o de una tubería de revestimientoen la formación de producción (Fig. 3).

Brinda aislamiento y soporte cuando la tuberíade revestimiento ya se ha instalado por arribade la zona de explotación.

Tubería corta (Liner “Scab”)

Un tipo inusual de liner (Fig. 3) no se cemen-ta después de que se ha corrido al fondo delpozo y por lo tanto, es recuperable

Cuenta con un empaque en ambos extremos

y se utiliza bajo las mismas condiciones que lacamisa complementaria.

Los liners complementarios y las “scab” se ins-talan con parte de su peso en el liner por de-bajo o se cuelgan más arriba en el pozo en unatubería de revestimiento ya existente.

Prolongación de liner (STUB):

Un liner complementario es usualmente unasarta corta de tubería de revestimiento quebrinda una extensión ascendente para un linerde perforación.

TUBERIA DE

REVESTIMIENTO

CONDUCTORA

TUBERIA DE

REVESTIMIENTO

SUPERFICIAL

TUBERIA DE

REVESTIMIENTO

INTERMEDIA

LINER SCAB

LINER DE

PERFORACION

ZAPATA DEL LINER

LINER DE

EXPLOTACION YACIMIENTO

CEMENTO

Fig. 4. Liner de perforación y explotación,traslapadas y cementadas en la parte infe-rior de la tubería de revestimiento inter-media.

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Se corre cuando:

• La tubería de revestimiento que está porarriba de la liner de perforación se ha

dañado de alguna forma (por corrosión,etc.).• Cuando la boca de liner tiene fugas.• Cuando se requiere mayor resistencia por

otras razones (presión anormal, etc.)

11.7.2. Check list de introducción de tube-ría corta (liner)

• Programa de introducción

• Tubería de revestimiento de acuerdo al di-seño (Tubería corta -liner)• Diseño de la sarta para bajar el liner• Tubos cortos de alta resistencia para ajus-

te• Calibrador para la tubería de perforación• Accesorios para el liner, zapata, coples, ta-

pones, centradores, combinaciones, etc.• Conjunto colgador, soltador• Cabeza de cementar con conexión de la

tubería de perforación a utilizar

• Equipo completo para correr liner progra-mado

• Sistema de auto-llenado• Botellas de circulación según tipos de jun-

tas• Combinación de enlace para instalar la

válvula de seguridad• Arietes del diámetro de la tubería del liner

a introducir• Grasa selladora para tubería de revesti-

miento

Fig. 5. Representación de la prolongaciónde liner (stub).

Tabla 7. Datos del pozo.

Tabla 8. Datos del cemento.

TUBERIA DE

REVESTIMIENTO

CONDUCTORA

TUBERIA DE

REVESTIMIENTO

SUPERFICIAL

PROLONGACIÒN DE

LINER DE

PERFORACION

LINER DE

EXPLOTACION

CEMENTO

ZAPATA DEL LINER

LINER (STUB)

YACIMIENTO

Datos del pozo, Diámetro de la barrena 8-1/2” - Profundidad del pozo 6,850 m Capacidades

Capacidad de TR de 7” 32 lb/ft 18.82 L/m

Capacidad entre TR 7” y agujero 8-1/2” 11.78 L/m

Capacidad entre TR 7” y TR 9-5/8” 53.5 lb/ft 12.08 L/m

Capacidad de TP 5” de 19.5 lb/ft 9.26 L/m

Datos del cemento normal Datos del cemento de baja densidad

Densidad 1.95 gr/cm³ Densidad 1.60 gr/cm³

Rendimiento de lechada 36.08 L/sc Rendimiento de lechada 52.05 L/sc

Agua para mezclar 22.05 L/sc Agua para mezclar 42.05 L/sc

Tiempo bombeable 5.30 h Tiempo bombeable 5.00 h

Longitud 250.0 m Longitud 1950 m




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11.7.3 Cálculo de la cementación de una TRcorta (LINER)

1. Cantidad de cemento normalde 1.95

gr/cm³en el interior de TR

C1 = 24 m x 18.82 L/m =>451.68 L / 36.08L/sc =>13sc x 50 kg/sc=>650 kg/1000=>0.65 ton

C2 = 250 m x 11.78 L/m => 2,245 L x 1.25 /36.08 L/sc => 78sc x 50 kg/sc=>3,900 kg=>3,900/1000 => 3.90ton

(Se agregó un 25%de exceso por descalibra-cion del agujero).

2. Cantidad de cemento normal CTC= 0.65ton+ 3.90 ton= 4.55ton

3. Volumen de lechada del cemento normalde1.95 gr/cm³ en barriles:

VL = 452.0+2,806.0=> 3,258 L/159=>20.49bl

4. Cantidad de cemento de baja densidadde 1.60 gr/cm³

C3 = 1750 m x 11.78L/m=>20,615 L x 1.25=>25,769.0 / 52.05 L/sc => 495.0sc x 50 kg/ sc=>24,750 kg=> 24,750kg/1000 =>24.750ton (Se agregó un 25% de exceso por descali-bracion del agujero)

5. Cálculo en el traslape:

C4 =200 m x 12.08 L/m => 2,416 L / 52.05L/sc=> 46sc x 50 kg/sc=> 2,300kg/1000=> 2.30ton

C5 = 50 m x 18.82L/m => 941L /52.05lt/sc=>18sc x 50 kg/sc=> 450 kKg/1000=>0.9 ton

6. Cantidad de cemento de baja densidad.

CTC = C3 + C4 + C5 = 24.75 + 2.30 +0.90=27.95 ton

7. Volumen de lechada de cemento debaja densidad

VL = 25,769.0+2,416.0+941=> 29,126 L /159=>183bl

8. Volumen de desplazamiento. V1 = 4 650 mx 9.26L/m =>43,059L / 159 L/ bl=>271 bl

V2 =2,150 m x 18.82L/m=>40, 463L / 159 L/ bl=>254.5 bl

9. Volumen total de desplazamiento

BOCA DE LINER

CIMA DECEMENTO

TAPON LIMPIADOR

(LINER)

DARDO LIMPIADORDE TP

COPLE DE RETENCIÒN

COPLE FLOTADOR

ZAPATA FLOTADORA

6850 m

6600 m

4850 m

4650 m

4600 m

Fig. 6. Diagrama de la cementación de unaTR corta (Liner) de 7” a 6,850 m.

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VTD=V1+ V2 =271bl+ 254.5bl = 525.5bl

Ejemplo del programa operativo:

1. Efectuar junta de seguridad.2. Probar líneas de unidad de alta a TP3. Anclar y soltar liner4. Bombear el primer bache (limpiador)5. Probar equipo de otación.6. Bombear segundo bache (espaciador).Nota: De densidad promedio entre la densi-

dad del lodo y la densidad de la lechadadel cemento

7. Bombear los 183 bl de lechada de bajadensidad de 1.60 gr/cm3 a un gasto de 6

bl/min8. Bombear los 29 bl de cemento normal de

1.95 g/cm³9. Soltar el tapón desplazador de la TP (5”)10. Efectuar el desplazamiento por volu-

men con la UAP con 525.5 bl de lodo11. Registrar la presión nal de la llegada

del tapón sólido al cople receptor con 500psi arriba de la presión de circulación.

12. Efectuar procedimiento de anclaje del

liner y soltar mismo13. Levantar la sarta de la TP con el solta-dor a 4 350 m.

14. Circular inverso lacapacidad de la TP yterminar de sacar el soltador a la super-cie.

15. Esperar tiempo de fraguado

Accesorios:

1. El cople de retención que es donde la ca-

nica llega para poder asentar el colgadorincrementando la presión y luego, ambos,asiento y esférica, se expulsan para reesta-blecer circulación.

2. Cople otador: este cople sirve como se-gunda válvula de seguridad.

3. Zapata otadora. Esta es una zapata queposee una válvula otadora y sirve paraguiar la tubería de revestimiento a la pro-fundidad planeada, o en su defecto una

zapata rimadora con carburo de tungste-no en la caras para poder hacer la labor derimado mientras se baja la tubería rotan-do.

4. Tapón limpiador de tubería de revesti-miento, que se usa para limpiar el interiordel Liner cuando se cementa.

5. Tapón limpiador de tubería de perfora-ción que es el dardo que hace la función

del tapón mencionado anteriormente,pero para la tubería de perforación con laque se baja el colgador.

6. Canica de bronce, ( colgadores hidráuli-cos)es la esfera que se utiliza para detenerla circulación, elevar presión interna y po-der sentar el colgador; esta canica aterrizaen el cople de retención.

11.7.4. Cementación del complemento de7”

Complemento de 7” de 4650.0 m (B.L) hastala supercie.

Datos del pozo:Boca del liner de la TR de 7” = 4,650 mProfundidad del TIE BACK de 7” = 4,650 mCap. entre la TR de 7” y TR de 9 5/8” = 12.08 L/mCap. de TR de 7” de 32 lb/ft = 18.80 L/m

Datos del cemento de baja densidad:Densidad = 1.60 gr/cm³Rendimiento de lechada = 52.05 L/scAgua requerida = 22.05 L/scTiempo bombeable = 5.30 h




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Cantidad de cemento de baja densidad 1.60gr/cm³

C5 =2,150 m x 12.02 L/m=> 25 843L /52.05 L/ sc => 497sc x 50 kg/sc=> 24,850 kg/1000 =>25.0ton

Cantidad total de cemento CTC= 25ton

Volumen total de lechada (VTL) en barriles

VTL = 25,843 L=> 25,843L/159 lt/bl=> 163bl

Cálculo del desplazamiento:

VTD =4,635m x 18.88L/m=87,508L/ 159 L/ bl=550bl

Ejemplo del programa operativo:

1. .Efectuar junta de seguridad2. Probar líneas de TP con 5 000 psi y de

TR con2 000 psi.

3. Enchufar Tie-Back4. Probarefectividad de sellos por TP y espa-cio anular de acuerdo al programa opera-tivo.

5. Levantar Tie-Back con presión de testigohasta observar abatimiento

6. Bombear el primer bache de limpia densi-dad 1.0 gr/cm³

7. Bombear el segundo bache espaciador8. Bombear 163bl de lechada de cemento de

baja densidad 1.60 gr/cm³ aun gasto mí-

nimo de 4 bpm,9. Soltar el tapón sólido y desplazar la lecha-

da de cemento con 550 bls de lodo a ungasto de 6 bl por minuto hasta el cople deoricio.

10. Cargar 10 ton de peso al Tie-Back.11. Represionar la TR con 500 psi arriba de

la presión de circulación desfogar lapre-sión a cero y dejar el pozo cerrado.

12. Esperar tiempo necesario de fraguado

11.7.5 Recomendaciones operativas parauna cementación

a) Con Tubería de Revestimiento en el Fon-do.

1. El movimiento de la tubería de revesti-miento resulta benecioso para una mejorremoción del lodo.

2. Una vez que la tubería de revestimientoestá por llegar al fondo, se deberá iniciarla circulación en forma lenta hasta rom-per el gel del lodo, establecer circulación ychecar fondo con peso, iniciar a reciprocarla tubería y acondicionar el uido de per-foración, checar le elevación de la mesa

CLIMA DECEMENTO

COPLE DERETENCIONDE ORIFICIO

TIE BACK

TAPON LIMPIADORDE TP

TAPON LIMPIADOR

(LINER)

COPLE DE RETENCION

COPLE FLOTADOR

ZAPATA FLOTADORA

4650 m

4850 m

6850 m

Fig. 7. Diagrama de la cementación delcomplemento de la TR de 7”.

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10. Utilizar un volumen de baches limpia-dor y separador entre 150 a 200 metroslineales ó 10 minutos de contacto. Asegu-rarse de realizar pruebas de compatibili-

dad baches-cemento-lodo.11. Utilizar mezcladores continuos (recircu-lador) para la un buen control de la densi-dad de la lechada.

12. De preferencia evitar utilizar mezclado-res tipo jet.

13. Si se utilizan aditivos líquidos en el aguade mezcla, tomar muestra antes y despuésdel mezclado.

14. Si se adhieren aditivos líquidos en elagua de mezcla en la unidad mezcladora,

se debe mantener la agitación de la mez-cla durante toda la operación.

15. Utilizar solamente aditivos líquidos alpre-mezclar los aditivos en el agua, losaditivos secos ó en polvo no se mezclansatisfactoriamente.

16. Acoplar los tanques del mezclador detal manera que alimente un gasto su-ciente para mantener el gasto de bombeoal pozo de acuerdo al diseño.

17. Cuando sea mezclando sobre la mar-cha, cortar el mezclado al menor indiciodeaire proveniente de las unidades quecontienen el cemento en polvo, para evi-tar una reducción de la densidad de lalechada que provocara una pobre opera-ción.

18. Debido al fenómeno de caída libre delcemento, el gasto de retorno puede sermayor que el gasto de desplazamientomientras el pozo esta vació. Sin embargo

a medida que avanza la operación, el gas-to de retorno va disminuyendo y puedeser inferior al de desplazamiento, esto nonecesariamente es indicativo de pérdidade circulación ó ujo.

19. No se debe sobredesplazar. Si una vezque se bombeo el volumen de lodo calcu-

lado para el desplazamiento no se alcanzopresión nal, antes de bombear el volu-men equivalente entre la zapata y coplecomo máximo, se deberá checar si el ta-

pón de desplazamiento salió de la cabezade cementar, si se observa que este salió,se procede a bombear este volumen, encaso contrario suspender el bombeo y darpor concluida la operación.

20. Una vez que se alcanzo presión nal, sedebe checar el equipo de otación, si nohay retorno de uidos por el interior de latubería de revestimiento, esta se debe dejar abierta y esperar el tiempo de fragua-do, caso contrario, se bombea el volumen

de uido regresado, se cierra en la bocadel pozo y se espera fraguado

11.7.6 Factores del fracaso de una cemen-tación.

Un trabajo de cementación deciente pue-de ser muy costoso en la vida productiva delpozo. La cementación inapropiada puede oca-

sionar una falla que determine un tratamientode estimulación (Ácida, Fracturamiento o con-solidación de arenas en las zonas productivas)y dar por resultado un pozo no comercial. Losmotivos de los fracasos de una cementaciónse muestran en la siguiente tabla:

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11.8. Operación y condiciones de la lecha-da para cementar una TR en zonas de pre-siones sub-normales.

Nuevas tecnologías en cementación prima-ria.

a) Tecnología de lechadas de baja densi-dad con alta resistencia compresiva:

Existe una formulación de mezclas de cemen-tación en la que se emplea cemento Portland y

aditivos especialmente seleccionados, de trestamaños de partícula y diferente gravedad es-pecíca, que simulan a las utilizadas en la in-dustria de la construcción. Se pueden diseñar

lechadas en un amplio rango de densidadesque van de 1.25 a 2.89 gr/cm3.

La principal diferencia entre estas mezclas y lastradicionales es el desarrollo de alta resisten-cia compresiva temprana que proporciona encualquiera de sus densidades. A las 12 horas

Tabla 9. Factores que contribuyen al fracaso de una cementación”.

Factores que contribuyen al fracaso de una cementaciónFactores Tipo de falla

• Agua de mezcla contaminada• Estimación incorrecta de la temperatura• Cemento inapropiado• Retardador insuciente

• Relación agua / cemento inapropiado• Cementos y aditivos no adecuados para las condiciones del pozo• Los espaciadores de lodo-cemento inapropiados (colchones,

lavadores, químicos, mecánicos, etc.)

Fragüe prematuro (a veces instantáneo en la tubería).

• Zapata o cople de cementación sucios o taponadosCirculación o desplazamiento deciente o taponamiento

total del interior de la TR

• El tapón no salió de la cabeza de cementación• Los tapones de cementación fueron reversados (bypass)• Cálculo de volumen de desplazamiento incorrecto• Casing rajado o abierto

El tapón no asienta sobre el cople, indicando su llegada ynalización del desplazamiento

• Fallas mecánicas de los equipos de bombeo• Fallas de los sistemas de almacenamiento• Agua o presión insuciente

No se puede terminar la mezcla de cemento

• Presión hidrostática a la cabeza insuciente

• Gelicación cemento-lodo en la interface

• El cemento no cubrió las arenas gasíferas• Deshidratación del cemento

Flujo de gas ó uidos en el espacio anular, entre tubería y

agujero

• Tuberíarecargada en la pared del pozo• Propiedades del lodo inadecuadas (viscosidad plástica y punto de

Cedencia altos)• Imposibilidad de mover la tubería (rotado o reciprocado)• Gastos de desplazamiento muy bajos• Ampliación del diámetro del pozo

Canalización del cemento en el lodo




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se logra obtener con baja densidad un valoraproximado de 2,000 psi, a temperaturas defondo del orden de 70°C en adelante.Estas formulaciones se han aplicado con gran

éxito en cementación de tuberías de revesti-miento, en campos depresionados con bajogradiente de fractura y en la colocación detapones de desvío con uidos de baja den-sidad.

Hay otra formulación de mezclas de cementa-ción en las que se emplea cemento Portlandy aditivos especialmente seleccionados paraproporcionar lechadas de baja densidad y quedesarrollan resistencias compresivas acepta-

bles, del orden de 500 a 2,500 psi en 24 horas,a temperaturas de 27 a 110°C, en un rango dedensidades de 1.20 a 1.66 gr/cm3.Se han aplicado estas lechadas en cementa-ción primaria, en campos de bajo gradiente defractura y baja presión de poro.

b) Cementos espumados

Son lechadas de cemento de extremada baja

densidad que se aplican a pozos con bajo gra-diente de fractura y yacimientos depresiona-dos y que, además, ya hayan producido.

Estas lechadas tienen una alta eciencia dedesplazamiento del lodo del espacio anularcon baja densidad variable y relativamentealta consistencia. Así se obtiene buena adhe-rencia y aislamiento hidráulico, que evita eldaño que causa la carga hidrostática. Ademásde establecer las adherencias más apropia-

das y el aislamiento entre zonas, el procesode aislamiento le permite al operador ajus-tar la densidad de la lechada durante el tra-bajo a la densidad necesaria y a lograr unaoperación de alta efectividad. Desde luego sedebe hacer un monitoreo de los parámetrosde cementación en tiempo real, con lo que

se evitan costosos trabajos de reparación. Losrequerimientos principales para la cementa-ción de pozos son:

• Adherencia y soporte de la tubería derevestimiento.• Aislamiento entre las diferencias capas de

la formación.• Sello entre las zonas de pérdida de circu-

lación

El éxito de esta técnica de cementación con-siste, básicamente, en producir una espumaestable de alta calidad. Esto se logra cuandose cuenta con el equipo y la tecnología apro-

piada.

El cemento espumado es la mezcla de la le-chada de cemento, con un agente tenso-acti-vo espumante, un estabilizador de la espumay un gas (normalmente es nitrógeno). Si estoscompuestos se mezclan apropiadamente seobtiene una espuma de calidad y estable, cuyaapariencia es como la espuma para afeitar y decolor gris.

c) Microsílica

Llamada también humos condensados de sí-lice, es un subproducto de la producción desilicio, ferrosilico y otras aleaciones de silicio.Las partículas individuales son microesferas,amorfas, vidriosas y cristalinas. El tamaño prin-cipal de partícula está, usualmente, entre 0.1y 0.2 mm de 50 a 100 veces más no que laspartículas del cemento Portland o que las Pu-

zolanas, consecuentemente, el área superciales extremadamente alta (15,000a 25,000 m2 / kg).

La Microsílica es altamente reactiva y, debidoa su tamaño no de grano y su grado de pu-reza, es el material puzolánico más efectivo

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disponible actualmente. El alto grado de acti-vidad puzolánica ha permitido la introducciónde sistemas de cemento de baja densidad conmayor velocidad de desarrollo de resistencia

compresiva. La alta área supercial de la Mi-crosílica incrementa el requerimiento de aguapara prepararse una lechada bombeable; detal forma que las lechadas con densidades delorden de 1.32 gr/cm3 pueden prepararse sinque reporten agua libre.

La concentración normal de este material esde aproximadamente 15% por peso de ce-mento; sin embargo, se puede aplicar has-ta un 28% por peso de cemento. Lo no del

grano de la Microsílica también promueve elcontrol mejorado del valor de ltrado, posi-blemente por reducir la permeabilidad delenjarre inicial del cemento. Por esta razón,también se usa para evitar la migración deuidos en el anular, además, está siendo in-troducida como fuente de sílice en los siste-mas de cementos térmicos.

11.9 Cálculo del volumen de agua parauna cementación

Uno de los aspectos importantes de las ope-raciones de cementación, es tener la cantidadde agua disponible para formar la lechada decemento. Para dicho cálculo, se requiere cono-cer la densidad y el volumen de la lechada decemento y el rendimiento. Posteriormente seaplican las siguientes fórmulas:

Dónde:

Va = Volumen de agua para la cementación, enL/sc

P = Peso de un saco de cemento, 50 kg.D = Densidad de la lechada de cemento,

en gr/cm3

VL = Volumen de la mezcla de cemento yagua (lechada), en L/sc

(Rendimiento).Vs = Volumen de un saco de cemento, en

L/scNs = Nro. de sacos de cemento.V = Volumen total de la lechada, en LDa =Densidad del agua, en gr/cm3.d= Densidad del cemento= 3.14 gr/cm3.

11. 10 Prueba de integridad de las TR’S

Datos del pozo

TR 20” 94 lb/ft k-55 1,000 m

Profundidad de la prueba 975 m

Resistencia presión interna 2,110 psi

Densidad del uido 1.20 gr/cm3

Densidad de respaldo 1.07 gr/cm3

Factor de seguridad de presión interna 1.20




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210

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3



Cálculos:

1. R esistencia a la presión interna de la TR con el factor de seguridad

PSI 1,7581.20PSI 2,110 FSRPIRPI === , x 0.0703 = 123.6 kg/cm2

Al 80% de su resistencia.

2. Presión hidrostática del flui do ó lodo:

2kg/cm 11710

975 x1.20 10

PxDLLPh ===

3. Presión hidrostática del respaldo (presión normal de formac ión):

2kg/cm 10410

975 x1.07 10

PxDLRPh ===

4. P resi ón máx ima disponible para aplicar en superficie

PMS= RPI- (PhL-PhR)= 123.6- (117-104)= 110 kg/cm2

Unid

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58





12.1 Recomendaciones para la instalación,operaciones y mantenimiento del sistemade conexiones superciales de control

12.1.1. Instalación del conjunto de preven-tores y conexiones superciales de control.

a) Antes de su instalación

• Previamente, vericar que se cuente contodos los elementos, herramientas y equi-pos necesarios para la instalación del conjunto de preventores, de acuerdo al diseñoprogramado.

• La capacidad de presión de trabajo

del conjunto de preventores a instalardeberá ser mayor que la máxima pre-sión esperada de la etapa que se va aperforar.

• Verique las medidas y cantidades de bir-los y tuercas que se van a usar, lubricandolos mismos.

• Vericar las condiciones sícas de los pre-ventores, pistas, anillos y posición correctade los arietes.

• El anillo metálico empacador será delrango adecuado para las bridas que seunan.

• Revise las pistas de sello de las bridas late-rales e instale las válvulas respectivas.

• Lubricar los tornillos candado (yugo).

b) Durante su instalación

• Maneje los preventores usando cable deacero de 1 pg o mayor diámetro (no los

maneje con los cáncamos, estos son usadossolo para cambio de arietes o de bonetes).

• Inspeccione nuevamente la ranura de selloinferior y la del cabezal de la TR.

• Lave y seque las ranuras e instale el anillometálico empacador correctamente; éstedeberá ser nuevo.

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

• Oriente los preventores al sentarlos en elcabezal e introduzca cuatro birlos para

utilizarlos como guías. Siéntelos con pre-caución para no dañar el anillo metálicoempacador.

• Revise que el apriete de los birlos se efec-túe en forma de cruz hasta lograr el aprie-te adecuado.

• En caso de instalarse dentro de un con-trapozo profundo, deberá darse la alturaadecuada para lograr la apertura de losbonetes, (use carretes espaciadores).

• Verique la instalación y funcionamiento

de la bomba operadora de preventores.• Antes de conectar las mangueras metáli-

cas de 1 pg, selecciónelas e instálelas co-rrectamente al preventor.

• Instale el sistema de operación manual delos preventores (extensiones y volantes)

• Compruebe la alineación del preventorcon respecto al pozo y mesa rotaria.

• Revise la operación de los arietes (rams)vericando apertura y cierre.

• Instale la campana con su línea de ujo (lí-nea de ote).

c) Durante su operación

• Revise diariamente que la presión hidráu-lica: en los manómetros de la unidad paraoperar preventores permanezcan indican-do 1500 psi en el maniful de operación,3000 psi en el banco de acumuladores y

de 500 a 900 psi en el preventor anular se-gún marca el tipo de diámetro del mismo.

• Deberá probarse la efectividad del conjun-to de preventores después de su instala-ción, cada 21 días o cada cambio de etapa;lo que ocurra primero. (En división marina,probar cada 14 días).

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Capítulo 12 - Sistema de Conexiones Superficiales de Control (S.C.S.C)

60



• Nota: Los anillos deberán usarse unica-mente una vez.

• Siempre deberá estar instalado el sistemade operación manual a los preventores

(crucetas, extensiones, volantes, seguros ysoportes).• Los tornillos candado (yugos) deberán per-

manecer engrasados y en posición abierta.• Revise periódicamente las líneas de opera-

ción y conjunto de preventor. No deberánexistir fugas.

• Opere con frecuencia los arietes (rams)para la tubería y los ciegos normales o decorte al terminar de sacar la tubería. Com-pruebe la operación de los vástagos con-

tra la presión de operación.• Cuando se cuente con arietes variables, no

cerrarlos sin tubería dentro del pozo.• Al efectuar un cambio de arietes (rams) al

conjunto de preventores, debe ser en elmenor tiempo posible, observando nivelestático y pozo bajo control 100 %

• Al cambiar los arietes (rams), revise lossellos de los bonetes y sus pistas. Al ce-rrarlos apriete correctamente los tornillos.efectuando prueba de hermeticidad de losbonetes de inmediato.

• El conjunto de preventores deberá perma-necer centrado con respecto a la tuberíay a la mesa rotatoria, sujetado a la subes-tructura por medio de tensores.

• Durante la intervención del pozo, se de-berán tener arietes (rams) jos y variablesde las medidas de las tuberías que se ma-nejan, así como elementos de sellos de losarietes (rams), los bonetes y los anillos me-

talicos empacadores.

12.2 Unidad para operar preventores

El sistema de control que acciona un arreglode preventores, permite aplicar la potencia hi-dráulica suciente y conable para operar to-

dos los preventores y válvulas hidráulicas ins-taladas.

Las prácticas recomendadas API RP-16E, del

Instituto Americano del Petróleo, y el Regla-mento del Servicio para el Manejo de Minera-les (MMS), establecen los requerimientos quese deberán tener en cuenta para la selección deuna adecuada unidad de cierre, en función deltamaño, tipo y número de elementos hidráuli-cos que serán operados para lograr un cierre.

Los elementos básicos de una unidad paraoperar preventores son:

• Depósito almacenador de uido.• Acumuladores.• Fuentes de energía (eléctrica, neumática y

fuente independiente de N2).

• Unidades de potencia (hidroelectrica, hi-droneumatica).

• Válvulas de control para operar los preven-tores.

• Instrumentos de medición de presión.• Válvulas de Seguridad.• Consolas de control remoto.

12.2.1 Depósito almacenador de uido

Cada unidad de cierre tiene un depósito deuido hidráulico, el cual debe tener cuandomenos el doble de la capacidad del banco deacumuladores (De acuerdo a recomendaciónAPI RP-16E). Por su diseño de fabricación rec-tangular, cuentan con dos tapones de 4 pg encada extremo, que al quitarlos permite obser-

var el interior cuando se inspeccionan las des-cargas de las válvulas de 4 vías, 2 pasos (ram- lock).

Por la parte inferior del depósito salen en for-ma independiente las líneas de succión paralas bombas hidroneumáticas y la bomba hi-




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3



droeléctrica. Al tanque de almacenamientodescargan las líneas de las válvulas de seguri-dad en caso, de presentarse un incremento depresión dentro del sistema.

Debe utilizarse un uido hidráulico (aceite lu-bricante MH - 150; MH - 220, TURBINAS - 9)que no dañe los sellos de hule que tenga elsistema de cierre.

12.2.2 Clasicación de los acumuladores

Los acumuladores son recipientes que alma-cenan uidos hidráulicos bajo presión. Lostérminos acumulador y unidad de cierre con

frecuencia son empleados en forma intercam-biable.

Precisando, una unidad de cierre es una ma-nera de cerrar el preventor, mientras que unacumulador es una parte del sistema que al-macena uido hidráulico bajo presión, paraque éste actúe hidráulicamente en el cierre delos preventores.

Por medio de la presión del nitrógeno compri-mido, los acumuladores almacenan energía in-dependiente, la cual será usada para efectuarun cierre.

Hay dos tipos de acumuladores:

El tipo separador. Usa un diafragma exible(vejiga), el cual es de hule sintético resistente ysepara completamente la precarga de nitróge-no del uido hidráulico.

El tipo otador. Utiliza un pistón otante paraseparar el nitrógeno del uido hidráulico.

12.2.3 Capacidad volumétrica

Como un requerimiento mínimo, todas las uni-

dades de cierre deberán estar equipadas de unbanco de acumuladores con suciente capaci-dad volumétrica para suministrar un volumenusable de uido para cerrar un preventor de

arietes, un preventor anular, más el volumenrequerido para abrir la válvula hidráulica de lalínea de estrangulación (con las bombas para-das).

El volumen utilizable de uido se dene comoel volumen líquido recuperable de los acumu-ladores a la presión de operación que conten-gan y 14 kg/cm² (200 lb/pg²) por arriba de lapresión de precarga de los mismos. La presiónde operación del banco de acumuladores es

la presión a la cual son cargados con uidohidráulico.

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62



12.2.4. Requerimiento de volumen de ui-do hidráulico en los acumuladores

Las prácticas recomendadas API RP-53 se-

ñalan que los sistemas acumuladores debentener una cantidad mínima de uido igual atres veces el volumen requerido para cerrar elpreventor anular más un preventor de arietes.Esto ofrecerá un margen de seguridad iguala 50 por ciento. Una regla empírica aplicadaen el campo petrolero sugiere tres veces elvolumen necesario para cerrar todos los pre-

ventores instalados.

El sistema de acumuladores debe detener la ca-pacidad suciente en proporcionar el volumen

necesario para cumplir o superar los requeri-mientos mínimos de los sistemas de cierre.

Ejemplo: Cuando se usan tres preventoresde arietes, un preventor anular Cameron y laválvula hidráulica, se requiere un volumen deuido hidráulico de:

Considerando acumuladores de 10 galones devolumen total, el número necesario se calcula

de la forma siguiente:

Suma de volúmenes de uidos para cerrar to-dos los preventores y abrir la válvula hidráulica

más un 50 por ciento de exceso como factorde seguridad (método de presiones normales):

Se requieren 15 acumuladores con capacidadtotal de diez galones cada uno. Existe un mé-todo práctico y conable para calcular el nú-mero de acumuladores requeridos; este méto-

do consiste en multiplicar el total de galonesrequeridos para cerrar todos los preventoresy abrir la válvula hidráulica por 3. Para el casodel ejemplo anterior, se tiene:

DescripciónDiámetro

(pg)Presión de

trabajo (lb/pg²)Volumen para

cerrar (gal)Preventor anular Cameron 11 10,000 10.15

Preventor Cameron “U” ( TP ) 11 10,000 3.30

Preventor Cameron “U” (corte /ciego) 11 10,000 7.60

Válvula Hidráulica 3 1/16 10,000 0.59

Preventor Cameron “U” (TP) 11 10,000 3.30

Total = 24.94

Volumen total de uido para cerrar 24.94 Galones

Mas un 50% de exceso 12.47 Galones

Volumen Total de Fluido Requerido 37.41 Galones

V3= Volumen total de nitrógeno y uido hidráulico = (Ley de Boyle)

V

R= Volumen total de uido hidráulico requerido, incluyendo el factor de seguridad, en gal.

V3 = 37.41 = 74.82 gal

0.5

0.5

VR

Número de acumuladores = 74.82 gal = 14.96

5 galNúmero de acumuladores = 15 acumuladores




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3



Considerando los arreglos actuales de preven-tores, es conveniente disponer siempre de unmínimo de 16 botellas, de diez galones cadauna, en condiciones de trabajo y con la precar-ga establecida en cada unidad para accionar elconjunto de preventores.

12.2.5. Requerimientos de presión y precar-ga de los acumuladores

Los acumuladores no deben operar normal-mente a más de 3,000 Ib/pg², su presión de

precarga debe ser de 1,000 a 1,100 Ib/pg² yusar únicamente nitrógeno (N2). Estos se en-cuentran provistos de una válvula de seguri-dad que abre a las 3,500 Ib/pg², cuando se re-quiera operar entre 3,000 y 5,000 Ib/pg², quees la máxima presión de operación del siste-ma, deben cerrarse las válvulas aisladoras delos acumuladores.

12.2.6 Volumen utilizable por acumuladorde acuerdo a la ley de Boyle o ley de los ga-ses a temperatura constante

Fig. 1. Volumen utilizable por acumulador.

NITROGENO

NITROGEN

P2= 3,000

V2= 3.333P2= 1,200 PSI

V2= 8.333 gal

1,000 psi 3,000 psi 1,200 psi

PSI

HIDRAULICO HIDRAULICO

Fluido = 6.6 gal Fluido = 1.6 gal

Fluido = 0 gal.

NITROGENO

PI=1,000 PSI

VI=10 gal

PSI HIDRAULICO

NITROGENO NITROGENO

P2=3,000 PSIV2=3,333 gal

V3=8,333 gal

P3=1,200 PSI

v

v

v

2

1

3

P

P

P1 1 1,000

1,000

1,000

1,000

11

1 1v

v

v

10

10

10

10

1,200

3,000

10 Galones de N2

2

2

3333 Galones de N

8333 Galones de N

P2

P1

P3

x

x

x x

x

x

==

- - -

=

===

V3 = Volumen para cerrar preventores x 3 =24.94 x 3 = 74.82

Nro. De acumuladores = V3

= 74.82 gal = 14.96 ≈ 15 acumuladores

5 5 gal

Presión en el acumulador con

nitrógeno (lb/pg²)

Volumen de

nitrógeno (N2)

Volumen de

hidráulico (gal)

1,000 10.000 0.000

3,000 3.333 6.667

1,200 8.333 1.667

Volumen de hidráulico utilizable = 5.000

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Para acumuladores con capacidad para 10 galones, el volumen utilizable por acumulador esigual a 5 galones:

El volumen máximo utilizable de hidráulicopor acumulador se obtiene dejando un rema-nente de 200 lb/pg² arriba de la precarga deN2, es decir 1200 lb/pg².

12.2.7 Fuentes de energía, requerimientosde las bombas

Capacidad de las bombas. Cada unidad de

cierre deberá contar con el suciente númeroy tamaño de bombas, que cumplan satisfac-toriamente con las operaciones descritas enéste párrafo. Con el banco de acumuladoresaislado, las bombas deberán ser capaces decerrar el preventor anular sobre la tubería enuso, abrir la válvula hidráulica de la línea deestrangulación y mantener una presión míni-ma de 14 kg/cm² (200 Ib/pg²) por arriba dela presión de precarga de N

2 en un tiempo de

dos minutos.

Presión en las bombas. Cada unidad de cie-rre deberá estar equipada con bombas queproporcionen una presión de descarga equi-valente a la presión de operación y máxima detrabajo. El sistema de la unidad de cierre estáformado por una combinación de bombas

de aire y eléctricas. Básicamente cada bombaopera a bajo volumen de uido y alta presión,accionándose por medio de una fuente neu-mática y la otra por medio de energía eléctrica.

Normalmente cada sistema lo constituyen dosbombas hidroneumáticas y una bomba triplexeléctrica.

Potencia de bomba. La combinación de lasbombas deberá tener capacidad para cargar elbanco de acumuladores en un tiempo máximode 15 minutos o menos, a partir de su presiónde precarga, a la presión máxima de operación.

Las bombas son instaladas de tal manera que,cuando la presión en los acumuladores baje al90% de la presión de operación (de 3,000 psia 2,700 psi), se active un interruptor electro-magnético y arranquen automáticamente para

restablecer la presión.

Todo el tiempo estará disponible una fuentede potencia para que las bombas accionenautomáticamente en todo el sistema de launidad de cierre, cuando disminuyan al 90%de su presión de operación. El sistema de la

Con 3,000 lb/pg2 se tiene 10 gal (Acumulador) – 3.333 gal (N2) = 6.667 gal

6.667 gal (F.H.) – 5 gal = 1.667 gal remanente con una presión de 1200 psi

Capacidad de acumuladores (gal) Volumen utilizable (gal)

81/2 4.25

10 5.00

11 5.50

136.5




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3



unidad de cierre debe contar de dos fuentesde energía dependientes del equipo de per-foración y de una fuente independiente, quedeberá considerarse como último recurso para

cerrar los preventores.

Cada fuente deberá ser autosuciente paraoperar las bombas a una velocidad tal quepermita cumplir satisfactoriamente con los re-querimientos establecidos.

Sistema de potencia. El sistema dual de po-tencia recomendado es un sistema de aire másun sistema eléctrico. Las recomendaciones mí-nimas para un sistema dual aire y otra fuente

de potencia dual son:

Un sistema dual neumático-eléctrico puedeconsistir del sistema de aire del equipo más elgenerador del equipo.

Un sistema dual neumático puede consistirdel sistema de aire del equipo más un tanquede almacenamiento de aire que esté separadopor medio de válvulas de contra ujo (check)

de los compresores de aire y del tanque dealmacenamiento general de aire del equipo.

Los valores mínimos aceptables para este tan-que aislado serán el volumen y la presión, cu-yos valores permitirán utilizar solamente esteaire para que operen las bombas a una velo-cidad para que cumplan con las funciones re-queridas.

Un sistema dual eléctrico puede consistir del

sistema normal de energía eléctrica del equipomás un generador independiente. Un sistemadual aire-nitrógeno puede consistir del siste-ma de aire del equipo más un conjunto de ci-lindros conteniendo N

2 a determinada presión

(energía adicional).

Un sistema dual eléctrico-nitrógeno puedeconsistir del sistema de corriente eléctrica delequipo más un conjunto de cilindros conte-niendo N

2 a determinada presión.

En las divisiones Norte, Sur y Marina, la UPMPtiene equipos y plataformas marinas que cuen-tan cada uno con sistemas de unidades de cie-rre marcas Koomey (la mayoría) y Cameron.

A continuación se presenta la unidad de cierreKoomey (Fig. 2), indicando el nombre de cadaaccesorio y la función correspondiente. Ade-más, como un respaldo en apoyo al cierre depreventores.

Cada instalación terrestre o costa afuera, de-berá contar con un sistema de energía adicio-nal con nitrógeno; incorporado al sistema decontrol de cierre. El procedimiento de opera-ción se describe en otro módulo del manual.

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1

2 3

2 5

2 8

3 6

2 9

2 1

3 5 3

4

2 4 4

2 0

2 7

3 1

3 2

3 3

4

6

5

3 0

9

8

7 1 2

1 3

1 3

1 2

1

1

1 1

1 4

1 5

1 6

1 8

2 0

1 7

1 4

1 0

1 9

3 7

3 8

2 2

3 9 3

2

F l u i d o

a

p r e s i ó n , a t m o s f é r i c a

F l u i d o

r e g u l a d o - 1 5 0 0 l b / p g

o m

e n o s

F l u i d o r e g u l a d o – 1 5 0 0 l b s / p g 2

F l u i d o

r e g u l a d o - 3 0 0 0 l b / p g

o m e n o s

2 2

1 0

F i g . 2 . U n i d a d p a r a o p e r a r p r e v e n t o r e s m a r c a

K o o m e y .




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3



12.2.8. Descripción de partes sistema Koomey con energía adicional N2.

Tabla 1. Partes del sistema Koomey con energía adicional N2.

Partes Características

1. Acumuladores

Su presión de trabajo es de 3,000 lb/pg2 y la presión de precarga connitrógeno de 1,000 a 1,100 lb/pg2 se tiene que vericar la presiónde precarga en cada 30 días, las botellas deben contener solamentenitrógeno, ya que el aire y otros gases pueden causar fuego oexplosión.

2. Válvulas aisladoras del banco acumulador.Normalmente deben estar abiertas y cerradas cuando desee aplicaruna presión mayor de 3,000 lb/pg2 o cuando realice pruebas deefectividad de tiempo de respuesta del sistema.

3. Válvula de seguridad del banco acumulador. Calibradas a 3500 psi

4. Filtro de la línea de suministro de aire. Debe limpiarlo cada 30 días.

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

6. Manómetro indicador de la presión de la línea de suministrode aire. Rango de presión de 0-300 lb/pg2

7. Interruptor de presión automática hidroneumático.

Normalmente está regulado para cortar 2,900 lb/pg2 en unidades quecuentan con bombas de aire y bomba eléctrica. Cuando la presión en

el sistema desciende a 2,700 lb/pg2

automáticamente permite que elaire uya y arranque la bomba. Para incrementar la presión del corte,gire la tuerca que ajusta el resorte de izquierda a derecha y de derechaa izquierda para disminuirla.

8. Válvula para aislar el interruptor hidroneumático.

Normalmente, ésta válvula debe encontrarse cerrada. Cuando serequieran presiones de 3,000 lb/pg2, primero cierre la válvula queaísla la bomba eléctrica (19) gire la válvula (25) hacia la derecha (altapresión)O y nalmente abra esta válvula, lo que permita manejarpresiones hasta de 5,500 lb/pg2

9. Válvulas para suministrar aire a las bombas hidráulicasimpulsadas por aire. Normalmente deben estar abiertas

10. Válvulas de cierre de succión. Siempre permanecerán abiertas

11. Filtros de succión. La limpieza se realiza cada 30 días.

12. Bombas hidráulicas impulsadas por aire. Este tipo de bombas operan con 125 lb/pg2 de presión de aire. Cadalb/pg2 de presión de aire produce 60 lb/pg2 de presión hidráulica.

13. Válvulas de contrapresión (check) Su función es permitir reparar o cambiar las bombas hidroneumáticassin perder presión en el banco acumulador.

14. Motor eléctrico y arrancador.

El motor eléctrico opera con tensión eléctrico de 220 a 440 voltios,60 ciclos, tres fases; la corriente requerida depende de la potenciadel motor. El arrancador acciona y para automáticamente el motoreléctrico que controla la bomba triplex o duplex; trabaja conjuntamentecon el interruptor manual de sobre control para accionar o parara. Elinterruptor.

15. Bomba triplex (o duplex) accionada por motor eléctricoCada 30 días se debe revisar el nivel (SAE.30W). Además se tiene querevisar el nivel de aceite en la coraza de la cadena (30 o 40W) el cualdebe llegar hasta el tapón de llenado.

16. Válvula de cierre de succión. Normalmente debe estar abierta.

17. Filtro de succión. Normalmente debe estar abierta.

18. Válvula de contrapresión (Check) Su función es permitir repara el extremo hidráulico de la bomba sinperder presión en el Sistema.

19. Válvula aisladora de la bomba.

Debe estar abierta normalmente y sólo tiene que cerrarla cuandovaya a generar presiones mayores de 3,000 lb/pg2 con las bombashidroneumáticas.

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12.2.9 Consola de control remoto

Todos los equipos terrestres o de plataformade perforación costa afuera deberán estar

equipados con el número suciente de table-ros de control remoto, ubicados estratégica-mente, donde el perforador o el técnico pue-dan llegar con rapidez (Fig. 3).

En equipos terrestres se debe contar conuna consola en el piso de perforación. Enlas plataformas marinas, deberá tenerse untablero de control remoto en el piso de per-

foración y otro en la oficina del coordinador(algunos equipos cuentan con una consolaadicional ubicada estratégicamente en áreasegura).

Manómetro de acumuladores

Manómetro de presión de aire

Operar preventor anular

Operar preventor ciegoLínea de matar

Manómetro de Múltiple

Manómetro preventor anular

Regulador de preventor anular

Válvul de presuón baja

Válvula de seguridad

Operar preventores arietes

Línea de estrangulador

Gabinetes

1.-

2.-

3.-

4.-

5.-

6.-

7.-

8.-

9.-

10.-

12.-

13.-

14.-

PARTES QUE COMPON EN

LA CONSOLA DE

CONTROL REMOTO

6

7

8

9

12

13

14

5

4

3

2

1

10

Fig. 3. Consola de control remoto (Koomey).

Al término de cada instalación del arreglo depreventores, según la etapa de perforaciónpor continuar, deberán efectuarse todas laspruebas de apertura y cierre desde la misma

unidad y posteriormente desde cada estaciónde control remoto que se encuentre en opera-ción, para vericar el funcionamiento integraldel sistema.

12.2.10 Requerimientos para válvulas, co-nexiones y líneas

Todas las válvulas, conexiones, líneas y demásaccesorios de la unidad de cierre y el arreglode preventores deberán estar construidos deacero, para una presión mayor o igual a la pre-

sión máxima de trabajo hasta de 352 kg/cm²(5,000 Ib/pg²).

En toda instalación, todas las válvulas, cone-xiones y demás componentes requeridos, de-berán estar equipados con lo siguiente:

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70



• Cada múltiple de la unidad de cierre debe-rá contar con válvulas de paso completo,en las cuales puedan conectarse fácilmen-te y por separado las líneas del uido hi-

dráulico.• Cada unidad de cierre deberá equiparsecon las sucientes válvulas de contra ujo(check) o de cierre que permitan aislar lasbombas y los acumuladores del múltipley el regulador de presión del preventoranular.

• La unidad de cierre deberá contar con losmanómetros necesarios y precisos que in-diquen la operación, de aumento o dismi-nución de presión.

• En cada unidad de cierre deberá tener unaválvula reguladora de presión que permi-ta controlar manualmente la presión paraoperar el preventor anular.

• La unidad de cierre equipada con una vál-vula reguladora que controle la presión deoperación de los preventores de arietes,deberá contar con una válvula y línea depaso que permita aplicar toda la presióndel banco de acumuladores en el múltiple

de la unidad.• Las válvulas de control (ram-lok) para ope-rar el sistema deberán tener indicadoresprecisos de la posición, tipo y medida delos arietes instalados en el arreglo de pre-ventores. Los letreros estarán en español eindicarán la posición de apertura o cierre.

• Posición de las válvulas de control: Du-rante las operaciones normales de perfo-ración del pozo, cada una de las válvulasque operen los preventores deberán estar

siempre en la posición de abierto y en laposición de cerrado (únicamente) la queopera la válvula hidráulica de la línea deestrangulación.

• Válvula de control del preventor ciego:Deberá estar equipada con una cubierta(protector) sobre la palanca manual, para

evitar que se opere accidentalmente

12.2.11 Pruebas de operación y funciona-miento del sistema

Recomendaciones

1. Revise diariamente que la presión del ban-co de acumuladores indique 211 kg/cm²(3,000 Ib/pg²), la presión en el múltiple dedistribución 105 kg/pg² (1,500 Ib/pg²) y ladel preventor anular de 56 a 105 kg/cm²(800 a 1500 Ib/pg²), conforme a la presiónóptima de trabajo recomendada por el fa-bricante de este último preventor. Consulte

las tablas correspondientes en la descrip-ción del preventor anular.

2. Verique que el uido del sistema esté li-bre de uido de perforación o de cualquierotro uido extraño, sedimentos, piedras obasura, etc.

3. Revise mensualmente la precarga de cadabotella, aislando los bancos acumuladorespara no tener que retirar del servicio am-bos bancos a la vez.

4. Certique que el personal de electro-mecánica proporcione el mantenimientoadecuado al sistema conforme a las reco-mendaciones del fabricante, y en especialla lubricación de las bombas hidroneu-máticas (transmisión, extremo mecánico ehidráulico), limpieza de ltros, calibraciónde manómetros en el sistema y controlesremotos, etc.

5. Verique diariamente el nivel de aceitehidráulico en el depósito (3/4 de su ca-

pacidad de almacenamiento, es sucien-te, teniendo el sistema en operación, conobjeto de poder recibir uido de los acu-muladores).

6. Deben taponarse las descargas de las vál-vulas que estén fuera de operación conobjeto de evitar que se descargue el siste-




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ma por descuido.

Prueba de efectividad de tiempo de res-puesta al sistema de bomba

• El sistema debe ser capaz de cerrar cadapreventor de arietes y los preventores anu-lares menores de 20 pg en 30 segundoscomo máximo y hasta 45 segundos paralos de 20 pg y de mayor diámetro.

• La bomba hidroeléctrica por sí misma, esdecir, con los acumuladores bloqueadosy las bombas hidroneumáticas paradas,debe ser capaz de abrir la válvula hidráu-lica de la línea de estrangulación, cerrar el

preventor anular sobre la tubería y obtenerun mínimo de 1,200 Ib/pg² de presión enun tiempo que no exceda de dos minutos.

• De igual forma, las bombas hidroneumáti-cas por sí mismas deben ser capaces de lle-var a cabo lo indicado en el inciso anterior.

• La prueba de los acumuladores consisteen abrir la válvula hidráulica de la línea deestrangulación y cerrar el preventor anularsobre la tubería de perforación en un tiem-

po que no exceda de 30 segundos, conser-vando una presión nal mínima de 84 kg/ cm² (1,200 Ib/pg²) y teniendo las bombashidroneumáticas e hidroeléctricas paradas.

• Esta prueba de efectividad de tiempo derespuesta del sistema debe llevarse a caboantes de efectuar cada prueba a presióndel sistema de control supercial.

Prueba de operación y funcionamiento delsistema de acumuladores

Esta prueba debe llevarse a cabo antes de quese efectúe la prueba hidráulica del sistema decontrol supercial.

1. Aísle las fuentes de energía hidroeléctricae hidroneumática del sistema y verique

que estén abiertas las válvulas de los acu-muladores.

2. En caso de no tener tubería dentro delpozo, introduzca una lingada de TP.

3. Abra la válvula hidráulica de la línea deestrangular, cierre el preventor anular y elpreventor de arietes del diámetro de la TPcorrespondiente. Registre el tiempo quetarda en efectuar estas tres operaciones. Elmáximo tiempo requerido es de 50 segun-dos, debiendo conservar una presión nalmínima de 1,200 Ib/pg² (84 kg/cm²).

4. Seguidamente, recargue los acumulado-res a 3,000 Ib/pg² (211 kg/cm²) con lasdos fuentes de energía y registre el tiempo

empleado, el cual debe ser de 5 minutoscomo máximo.

5. La bomba hidroeléctrica por sí misma, esdecir, con los acumuladores bloqueadosy las bombas hidroneumáticas paradas,debe ser capaz de abrir la válvula hidráu-lica de la línea de estrangulación y cerrarel preventor anular sobre la tubería en untiempo que no exceda de dos minutos, de-biendo conservar una presión nal mínima

de 1,200 Ib/pg² (84 kg/cm²)6. De igual manera, las bombas hidroneumá-ticas, por sí mismas, deberán ser capacesde llevar a cabo lo indicado en el inciso an-terior.

12.2.12 Cierre de preventor usando el siste-ma de respaldo

Esta prueba se efectúa en los pozos-escuela(simulador del equipo de perforación) con el

propósito de demostrar a las cuadrillas la e-ciencia de la fuente independiente, que podráutilizarse como último recurso para cerrar lospreventores, (Fig. 4).

Los equipos terrestres y marinos que cuentencon este sistema de respaldo estarán supedi-

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tados a las instrucciones del personal técnicopara accionarlo:

1. Quitar tapones laterales de 4 pg (No. 37)

del tanque de almacenamiento.2. Vericar que la válvula de purga (No. 29)esté cerrada y que ninguna válvula ram-lock (No. 28) esté parcialmente activada.

3. Aislar el banco de acumuladores (cerrar)con la válvula (No. 19)

4. Posicionar en alta la válvula de by-pass(No. 25)

5. Colocar en posición de cerrar la válvularam-lok del preventor seleccionado y posi-cionar en abierto el ram-lock que acciona

la válvula hidráulica de la línea de estran-gular.

6. Abrir la válvula del cilindro de N2 (núm. 38)seleccionado, observando que tenga unapresión mínima de 80 kg/cm2 en el manó-metro del banco (No. 39).

7. Abrir la válvula general de N2 (No. 40), veri-

que el cierre del preventor, una vez accio-nado cierre la válvula del cilindro de gas.

Recomendaciones

• Antes de utilizar el nitrógeno, revise quelas válvulas de los cilindros y la válvula ge-neral de N2 estén cerradas (seleccionar so-lamente un cilindro).

• Observe el cierre del preventor y de inme-diato cierre las válvulas del N2.

• Nunca opere las válvulas ram-lock de unaposición a otra (abrir, cerrar o viceversa)estando la línea represionada con N2, yaque originará un accidente.

• Es recomendable purgar lentamente lapresión por la válvula No. 29, antes de rea-lizar cualquier operación en el sistema dela unidad de cierre.

12.3 Cabezales, medio árbol de producción y accesorios

El cabezal de tubería de revestimiento formaparte de la instalación permanente del pozoy se usa para anclar y sellar alrededor de la si-guiente sarta de tubería de revestimiento. Pordiseño, puede ser roscable, soldable o brida-do; además, se utiliza como base para instalarel conjunto de preventores. Las salidas latera-

les del cabezal pueden utilizarse para instalarlas líneas secundarias (auxiliares) de control ysu uso deberá limitarse para casos de emer-gencia estrictamente. Cuando las líneas no es-tén instaladas, es recomendable disponer deuna válvula y un manómetro en dichas salidas.

La norma API-6A establece las siguientes es-pecicaciones para el cabezal de tubería derevestimiento:

• La presión de trabajo deberá ser igual omayor que la presión supercial máximaque se espere manejar.

• Resistencia mecánica y capacidad de pre-sión acordes a las bridas API y a la tuberíaen que se conecte.

• Resistencia a la exión (pandeo) será igualFig. 4. Sistema de respaldo.




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o mayor que la tubería de revestimientoen que se conecta.

• Resistencia a la compresión para soportarlas siguientes TRs que se van a colocar.

12.3.1 Componentes y operación del cabe-zal compacto (Cameron de 11” -split speedwellhead)

Componentes

1. Cabezal de TR modelo “Split speed Head

de 11”.2. Buje de desgaste largo.3. Colgador de mandril de tubería de revesti-

miento de 7”.

4. Instalación de ensamble de sello de 7” yprueba de presión.5. Colgador de cuñas de emergencia de TR

de 7”.6. Buje de desgaste superior.7. Colgador de tubería de producción de 3

½”.8. Medio árbol de válvulas de producción.

Fig. 5. Componentes de Cabezal Semi compacto 11”.

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Fig. 6. Componentes del cabezal semi compacto 11”.

Procedimiento de instalación del cabezalmodelo split speed head para TR de 7”.

• Perforar para cementar tubería de revesti-miento de 9 5/8”.• Corra la TR de 9 5/8” a la profundidad de-

seada y cementar, según procedimientoaplicable. Asegúrese de tener sucientesaliente de tubería de revestimiento desdeel fondo del contrapozo para instalar las

llaves de fuerza.• Levante el cabezal modelo Split Speed

Head y enrósquelo al extremo roscado sa-

liente de la tubería de revestimiento de 95/8”. Nota: La sección A (Inferior) y la sec-ción B (superior) están ensambladas jun-tas, como una sola unidad.

• Instale un anillo empacador BX-158 nuevoen la conexión superior de 11” 10,000 psidel cabezal modelo Split Speed Head.




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• Instale el conjunto de preventores de 11”.• Pruebe el conjunto de preventores, según

el procedimiento aplicable.

Buje de desgaste largo

• Después de probar satisfactoriamente elconjunto de preventores, instale el buje dedesgaste largo, utilizando la herramientade instalación, la cual es una herramien-ta para conexión de ranura en “J” (Fig. 5– Punto 2).

• Cuando el buje de desgaste esté asenta-do, enrosque ligeramente cuatro tornillosde amarre de la parte superior del cabezal

Split Speed Head para mantener el buje dedesgaste en posición. El buje de desgastelargo se asienta en el hombro de asientodel nido de la sección superior del cabezaly se extiende hasta el hombro de asientode la sección inferior del cabezal para pro-teger los dos nidos.

• Gire a la izquierda la herramienta de ins-talación del buje de desgaste para desco-nectarla de la ranura “J” del buje de des-

gaste y recuperarla.• Perfore para tubería de revestimiento de7”.

• Instalar de nuevo la herramienta de insta-lación en el buje de desgaste.

• Desenrosque para retraer los tornillos deamarre de la parte superior del Split SpeedHead y recupere el buje de desgaste.

Colgador de mandril de tubería de revesti-miento de 7” (Fig. 5 – Punto 3 y 4)

• Asegúrese de que el buje de desgastefue removido y que todos los tornillos deamarre en el Split Speed Head estén com-pletamente retraídos.

• Corra la tubería de revestimiento.

• Suspenda la TR de 7” en las cuñas. Levanteel colgador de mandril de TR y apriételoen la sarta de la tubería de revestimientoen el piso de perforación. Instale las mor-

dazas en la parte inferior del colgador demandril. NO COLOQUE LAS MORDAZASEN EL CUELLO SUPERIOR DEL COLGADOR.ESTE CUELLO ES UN ÁREA DE SELLO.

• En la conexión superior del colgador demandril, enrosque la madrina. Sujete elcolgador en la parte inferior.

• Asiente la tubería de revestimiento y elColgador de TR de 7” en el nido de la parteinferior del Split Speed Head, (Fig. 5, Punto3).

• Cerciórese de que el colgador esté asen-tado apropiadamente comparando la di-mensión donde descansa el colgador conel descenso de la tubería.

• Cemente.• Después de terminar de cementar, lave

completamente el interior del Split SpeedHead.

• Desenrosque y recupere la madrina de laconexión superior del colgador.

Instalación y prueba de presión del ensam-ble de sello de 7”

• Enrosque la herramienta de instalacióntipo “J” del ensamble de sello, en la tuberíade perforación.

• Engrase el interior y el exterior del ensam-ble de sello. Baje el ensamble de sello através del conjunto de preventores lenta-mente, para prevenir daños de los sellos,

y asiéntelo sobre el cuello extendido delcolgador de mandril de TR.

• Cerciórese de que el ensamble de sello estéasentado apropiadamente, comparando ladimensión donde descansa el ensamblede sellos con el descenso de la tubería

• Enrosque los tres tornillos de amarre en la

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brida inferior de la parte superior del SplitSpeed Head para retener el ensamble desello (yugos).

• Instale la bomba de pruebas hidráulicas en

el puerto marcado con “PUERTO DE PRUE-BA” (Fig. 5, punto 4), en la brida inferiorde la parte superior del Split Speed Head.Pruebe con el 80% de la presión de colap-so de la TR de 7” ó de acuerdo a la normadel fabricante.

• Gire la herramienta soltadora del buje em-pacador a la izquierda para liberarla de laranura “J” y jálela a través del conjunto depreventores.

Colgador de emergencia de TR de 7”

En caso de que la TR de 7” no llegue a la pro-fundidad programada, será necesario utilizarel colgador tipo cuñas (SB-6) en lugar del col-gador tipo mandril de TR (Fig. 6, punto 5).

• Cemente la tubería de revestimiento deacuerdo al procedimiento y programaoperativo.

• Separe las secciones superior e inferior del“Split Speed Head” y levante la parte su-perior. No es necesario remover el conjun-to de preventores de la parte superior de“Split Speed Head”.

• Asegúrese de que nada interera con elasentamiento del ensamble de cuñas.

• Remueva el buje adaptador (g. 5, punto1).

• Centre la tubería de revestimiento, (Losclaros del colgador son pequeños, el cen-

trado tiene que ser preciso).• Quite los tornillos bisagra, uno de cada

lado del colgador, de tal forma que el nidodel colgador de cuñas pueda ser abrazadoa la TR.

• Coloque el colgador alrededor de la TR de7” y asiéntelo sobre dos maderas en los

bordes de la sección inferior del .Split Spe-ed Head.

• Instale los tornillos bisagra y asegure elcolgador alrededor de la TR.

• Desenrosque una vuelta, los cuatro torni-llos de 3/8” en el DE del tazón de cuñas.Las cuñas segmentadas deben moverse li-bremente en el tazón. Nota: Las cuñas nose asentarán a menos que estos tornillosestén en la posición indicada antes de queel colgador sea bajado dentro del cabezal.

• Baje las cuñas y el tazón de cuñas dentrodel nido del split speed head (veriqueprograma de tension de TR antes de sen-tar las cuñas). Nota: No intente asentar las

cuñas de TR más de una vez.• Efectue corte preliminar a la TR de 7”

aprox. 12” por arriba de la cara superior dela sección inferior del Split Speed Head ypermita uir para drenar los interiores dela TR.

• Efectuar corte denitivo a la TR a 5.75”arriba de la cara de la brida superior de lasección inferior del Split Speed Head. Bi-sele con esmeril el interior y exterior para

remover rebabas losas para asegurar quelos sellos puedan ser instalados sin dañosobre la TR.

• Instale el ENSAMBLE DE SELLO en laparte inferior de la sección superior delSplit Speed Head, seguido del anilloajustable inferior, y enrosque los trestornillos de amarre para retener el en-samble de sellos.

• Asiente y apriete la porción superior delSplit Speed Head. Instale la bomba de

prueba y efectúe las pruebas hidrahulicasrequeridas de cuñas de emergencia y ca-bezal Split Speed Head, en presencia detécnico de Cia. Fabricante. Pruebe al 80%de la presión de colapso de la TR de 7” osegún programa y/o procedimiento ope-rativo.




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Buje de desgaste superior• Pruebe el conjunto de preventores de

acuerdo al programa operativo y procedi-miento aplicable.

• Después de que los preventores sean pro-bados, instale el buje de desgaste cortoutilizando la herramienta de instalación, lacual tiene un arreglo de ranura “J”.

• Cuando el buje de desgaste esté asentado,enrosque cuatro (yugos) ligeramente paramantener el buje en posición. El buje dedesgaste se asienta en el hombro superiorpara proteger el nido superior.

• Recupere la herramienta de instalación gi-rándola a la izquierda.

• Perfore para la tubería de producción de3 ½”.

• Instalar de nuevo la herramienta de insta-lación en el buje de desgaste.

• Desenrosque para retraer los (yugos) de laparte superior del Split Speed Head y re-cupere el buje de desgaste.

Colgador de tubería de producción de 3 ½”

• Cerciórese que el buje de desgaste cortofue removido y que los (yugos) de la bridasuperior de la sección superior del “SplitSpeed Head” estén completamente retraí-dos.

• Introduzca la Tubería de Producción deacuerdo a programa operativo.

• Suspenda la Tubería de Producción en lascuñas. Coloque el colgador de Tubería de

• Producción sobre la tubería utilizando lamadrina y aplique el apriete recomenda-

do por el fabricante y supervisado por eltécnico de la compañía. PRECAUCIÓN: NOSUJETE O USE LLAVES DE TUBERÍA EN ELCUERPO O EN EL CUELLO EXTENDIDO DELCOLGADOR.

• Cerciórese de que el conjunto de preven-tores esté completamente abierto.

• Levante el ensamble del colgador y la sar-ta de TP y bájelo a través del conjunto depreventores.

• Cerciórese que el colgador de TP esté

asentado apropiadamente comparandola dimensión donde descansa el colgadorcon el descenso de la tubería.

• Enrosque todos los (yugos) de la secciónsuperior del Split Speed Head para retenerel colgador de tubería de producción.

• Antes de remover la madrina, pruebe apresión la tubería de producción y la inte-gridad del sello del colgador de acuerdo alprograma operativo.

• Remueva la “madrina” del colgador de TP.

• Instale la válvula de Contrapresión tipo “H”de 3”.

12.3.2 Instalación de medio árbol de válvu-las de producción

• Remueva el conjunto de preventores y elanillo empacador BX-158. Nota: No reutili-ce el anillo empacador BX-158.

• Inspeccione la ranura del anillo empacador

y asegúrese de que los yugos estén enros-cados apropiadamente sobre el colgadorde la tubería de producción.

• Instale un anillo empacador BX-158 nuevoen la brida de 11” 10,000 psi.

• Engrase los sellos “TS” en el diámetro ex-terior del cuello extendido del colgador detubería de producción.

• Levante el medio árbol de válvulas de pro-ducción bájelo cuidadosamente sobre elcuello extendido del colgador de TP, para

no dañar los sellos “TS”, y apriete el árbolal carrete cabezal compacto.

• Localice el puerto de prueba en el adap-tador del carrete cabezal compacto (Fig.6, punto 8) e instale la bomba de prue-bas. Pruebe a una presión de 10,000 psi.Esta prueba servirá para vericar la inte-

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gridad de sellado de los sellos “TS”, anilloempacador BX-158 y del sello del cuerpodel colgador de TP. Mantenga la presión,según los requerimientos de PEMEX. Des-

fogue la presión de prueba a cero psi.

12.3.2.1 Prueba del medio árbol de válvulasde producción

• Cierre la válvula de sondeo.• Remueva la TUERCA DE LA CACHUCHA

DEL ÁRBOL.• Instale el lubricador.• Recupere la válvula de contrapresión tipo

“H”

• Instale la VÁLVULA CHECK DE DOS VÍAS.Precaución: No intente instalar o removerla válvula de contrapresión de dos vías sinutilizar el lubricador.

• Pruebe el medio árbol de válvulas de pro-ducción de acuerdo al programa operati-vo.

• Remueva la VÁLVULA CHECK DE DOS VÍAS.• Remueva el lubricador, reinstale LA TUER-

CA DE LA CACHUCHA DEL medio árbol de

válvulas de producción y prepare el árbolpara producción.

12.3.2.2 Lubricador: Herramienta para in-sertar y remover válvulas tipo “H” y tapo-nesEn ocasiones se presentan fugas en los pozospor alguna válvula o brida que forma parte delconjunto “árbol de válvulas”, debido a que seencuentran a la intemperie y sometidas al ujode uidos a presión.

Para controlar dicha fuga, se sustituye par-cial o totalmente el árbol de válvulas. Paraefectuar esta operación, se emplea la he-rramienta que inserta y remueve válvulasy tapones. Esta herramienta se constituyepor un múltiple de válvulas con dos cajas

de empaques, por su interior desliza unavarilla pulida de extensión variable, llevan-do en un extremo inferior un soltador (tor-nillos de remoción) con la válvula o tapón

seleccionado para insertarlo y removerloen el cople colgador y /o bola colgadoraintegral, en un colgador de segmento dedoble terminación y en las salidas lateralesde los cabezales y carretes.

Las principales partes que forman la herra-mienta son:

• Múltiple con válvula “A” y “B”• Varilla pulida• Soltador para inserción y tornillo de remo-

ción• Niples de extensión• Llave de fricción• Llave para tuercas de estoperos

A continuación se describe cada una de estaspartes:




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Múltiple con válvulas “A” y “B”

Este conjunto de válvulas tiene dos juegos deempaques de teón endurecido, sujetos poruna tuerca prensaestopas en su porción supe-

rior e inferior. Estos empaques soportan la pre-sión cuando se está operando la herramienta,(Fig. 7).

El múltiple en cada extremo tiene una cone-xión para tuerca unión. Por el extremo su-perior se conectan los niples de extensión

necesarios, de acuerdo a la longitud de lavarilla pulida. Su extremo inferior se conectaa la brida superior del medio árbol de válvu-las, utilizando un niple adaptador con rosca8 hrr (hilos rosca redonda) o con una brida

compañera.

Cuando la válvula de aguja “A” está abierta, co-munica la presión del pozo hacia arriba de laherramienta, balanceando la varilla del pozo.Actúa en ambos sentidos, es decir abajo y arri-ba de ella. Cuando la válvula de aguja “B” está

V

A

L

V

UL

A

“A”

V

A

L

V

U

L

A

“B”

Manometro

Alambre retenedor

sello/alambre

Tuerca

secciòn superior

cuerpo tapon obturador

alambre retenedor sello

secciòn superior

tuerca

tornillovolante

soportevastago vàlvula dealivio

asiento

codo

tapon

yugo

anillo

empaqueprensaestopas

prensaestopas

prensaestopas

empaque

anillo “O”

prensaestopas

prensaestopasanillo

vastago vàlvulainterna

sello

volante

tuerca

varilla pulida

Fig. 7. Herramienta para insertar y remover válvulas y tapones.

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abierta, descarga la presión que se encuentraen el interior de los niples de extensión.

Varilla pulida

Esta varilla es de un diámetro exterior de 11/8 pg con longitud total de 115 pg y carreramáxima de trabajo de 95 ¾ pg. Tiene marcasnumeradas cada 5 pg y una serie de puntosindicando cada pulgada.

En el extremo superior tiene una rosca de 7/8pg, el inferior tiene una caja lisa con cuatro ori-cios distribuidos alrededor de su diámetro,en su interior aloja al soltador para inserción

y/o tornillo de remoción, sujetándolo median-te un perno y tornillo opresor Allen, (Fig. 8).

Soltador y pescante de válvula tipo H (Fig.9)

a. El soltador es un accesorio compuesto

por dos balines con resortes que sujetanla válvula o tapón por medio de fricción,al penetrar éstos en la ranura interior delaccesorio para insertar; para efectuar elenrosque en el cople o bola colgadora, elsoltador tiene un perno en la parte mediaque actúa como un candado en la ranura

de la válvula o tapón, (Fig. 9).b. El pescante tiene una rosca estándar de-

recha con la cual se enrosca a la válvula otapón y, al continuar girándolo permitirá

remover el accesorio para recuperarlo delcople o bola colgadora.

Fig. 8. Varilla pulida con soltador.

Fig. 10 Lubricador con Niples de extensión.

Fig. 9. Soltador y pescante.




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Los niples de extensión para alta presión tie-nen un diámetro de 1 ½ pg y una longitudvariable, se conectan arriba del múltiple pormedio de la tuerca unión. En el extremo supe-

rior de la última extensión tiene conectado uncople con oricio de ½ pg en el cual se conec-ta un tapón ciego o manómetro indicador depresión, si se requiere.

Llave de fricción

Es un aro de hierro (cincho) que circunda el ex-terior de la varilla pulida, asegurando el aprietepor fricción con la tuerca de ajuste, esto per-mite agarrarla, girarla y deslizarla hacia abajoy hacia arriba, (Fig. 11).

La llave de fricción se coloca entre la distanciaque tienen los dos juegos del conjunto de em-paques de teón del múltiple. Para que encajemejor la llave, se aplica en el interior del arouna pequeña cantidad de pomada de esmeril.

Llave para tuercas de estopero

Esta llave tiene en un extremo la forma de me-dia luna con un diente, el cual se encaja en lasranura de las tuercas del conjunto de empa-ques de teón del múltiple; en el otro extremo

tiene un maneral para apretar o aojar, (Fig. 12).

Accesorios

Los accesorios que a continuación se des-criben pueden insertarse y removerse en los

coples o bola colgadoras de segmento dobleterminación. Estos accesorios deben tener lapreparación de rosca especial de 90º izquierdaCameron Iron Works (CIW), y se operan con laherramienta para insertar y recuperar válvulasy tapones.

12.3.2.3 Válvulas tipo “H” y tapones

La válvula de contrapresión tipo “H” se utili-

za para sellar presiones en los pozos hasta de1406 kg/cm2 (20,000 lb/pg2), colocándose enel interior del cople ó bola colgadora. Esto serealiza antes de quitar el medio árbol de vál-vulas para instalar el conjunto de preventoresy viceversa, (Fig.13).

Su diseño permite circular el uido de controlpor su interior, con la seguridad de obtener uncierre automático contra la presión del pozo.

Las roscas especiales que tiene esta válvulason de poca profundidad, proporcionando laresistencia requerida para presiones extremasy dando buen servicio con un mínimo de re-ducción del oricio en el área roscada del col-gador.

Durante su instalación. El soltador para suinterior mantiene comprimido al resorte, laválvula deberá permanecer abierta despuésde haberla enroscado y soltado, para que alretraerse quede automáticamente cerrada.

Para su recuperación. El tornillo de remociónal enroscarse comprime el resorte, permitien-do que la válvula empiece a abrir comunican-do la presión del pozo al interior del múltipley los niples de extensión, igualándose las pre-

Fig. 11. Llave de fricción.

Fig. 12. Llave para tuercas de estopero.

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siones al inicio de la operación para facilitar suremoción.

Válvula de retención Cameron tipo “H” dedoble vía

Esta válvula puede utilizarse cuando se deseaprobar la sección del árbol de válvulas arribadel colgador, soportando presiones hasta de

352 kg/cm2

(5,000 lb/pg2

), (Fig. 14).

Su diseño de doble vía permite soportar lapresión que se aplique sobre ella, así como re-tener la presión del pozo.

Tapón de prueba Cameron tipo “H”

Este accesorio se emplea cuando se efectúa laprueba del árbol de válvulas, insertándose en elcolgador de tubería reproducción, y soporta la

presión hasta de 1406 kg/cm2 (20,000 lb/pg2),(Fig. 15).

12.3.3 Cabezal de TR convencionales

El cabezal de tubería de revestimiento formaparte de la instalación permanente del pozo

y se usa para anclar y sellar alrededor de lasiguiente sarta de tubería de revestimiento.Por diseño, puede ser roscable, soldable o SlipLock, además, se utiliza como base para insta-lar el conjunto de preventores (Fig. 16,17 y 18).Las salidas laterales del cabezal pueden utili-zarse para instalar las líneas secundarias (auxi-liares) de control y su uso deberá limitarse paracasos de emergencia estrictamente. Cuando

las líneas no estén instaladas, es recomenda-ble disponer de una válvula y un manómetroen dichas salidas.

La norma API-6A establece las siguientes es-pecicaciones para el cabezal de tubería derevestimiento:

Fig. 13. Válvula de contrapresión Cameron tipo “H”.

Fig. 14. Válvula de retención Cameron tipo “H” dedoble vía.

Fig. 15. Tapón de prueba Cameron TIPO “H”.




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• La presión de trabajo deberá ser igual omayor que la presión supercial máximaque se espere manejar.

• Resistencia mecánica y capacidad de pre-

sión acordes a las bridas API y a la tuberíaen que se conecte.

• Resistencia a la exión (pandeo) será igualo mayor que la tubería de revestimientoen que se conecta.

• Resistencia a la compresión para soportar

las siguientes TRs que se van a colocar.

Fig. 16. Cabezal roscado CIW. Fig. 17. Cabezal soldable CIW. Fig. 18. Cabezal Slip Lock CIW.

Fig. 19. Carrete cabezal tubería de revestimiento.

Fig. 20. Carrete Cabezal tubería de producción.

Cabezales roscados

• Se utilizan especícamente para pozos so-meros de baja presión.

Cabezales soldables

Los tipos de conexión inferior soldable son: es-tándar o con O-ring para los cabezales de 10-3/4” o de menor diámetro de preparación. Suscaracterísticas principales son las siguientes:

• Requiere un o-ring sólo en la parte externade la soldadura.

• La conexión incluye puertos de prueba de1/2” para validar la integridad de la solda-

dura y los sellos.Cabezal Slip Lock (de cuñas invertidas)

• El sistema Slip Lock puede ser usado parapresión de trabajo desde 5000 psi o ma-yores.

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• Diseño Sencillo. Mecanismo de cuñas deanclaje. Elimina el proceso de soldadurareduce el tiempo de instalación.

• El mecanismo de sello es con elastómeros.

El sistema Slip Lock es utilizable para po-zos de desarrollo y exploratorios.

Carrete cabezal de tuberías de revestimiento

• Diseñados para alojamiento de compo-nentes internos.

• Puertos de prueba roscados.• Conexión superior e inferior bridada, con

ranura para anillo API.• Salidas laterales con rosca para remover

válvulas.• Salidas laterales con brida integral con bir-

los empotrados, roscado o bridado.• Preparación inferior para sellos secunda-

rios integrados al cabezal y para sellos se-cundarios intercambiables.

• Puertos de inyección de empaque plástico,con válvula check integrada.

• Hombro de asiento de carga para colga-dor de TR.

Carrete cabezal de tuberías de producción

• Conexión superior e inferior bridada, conranura para anillo API.

• Salidas laterales con rosca para removerválvulas.

• Brida integral con birlos empotrados, ros-cado o bridado.

• Preparación inferior para sellos secunda-rios integrados al cabezal y para sellos se-

cundarios intercambiables.• Puertos de inyección de empaque plástico,

con válvula check integrada.• Hombro de asiento de carga para colga-

dor de TP.• Carrete estándar para terminaciones sen-

cillas o dobles de brida superior nominal.

• Brida superior con tornillos de sujeción(Yugos) para asegurar colgador de tuberíade producción.

12.3.3.1 Niveles de especicación de los ca-bezales (PSL´s)

La especicación API 6A (ISO 10423) provee ladenición de las condiciones del servicio es-tándar e introduce el concepto de niveles deespecicación del producto (PSL’s), a los cualesse hará referencia a lo largo del documento.El PSL dene diferentes niveles de documen-tación o niveles de requerimientos técnicos,los cuales podrían estar especicados para un

producto.

Generalmente estos niveles representan prác-ticas industriales para varias condiciones deservicio. El árbol de decisión que se muestraa continuación está diseñado para ayudar alcomprador en la selección del apropiado nivelde especicación (PSLs) para partes primariasde Equipos de Cabezal de Pozo y Árbol deVálvulas.

12.3.3.2 Rango de presión

Existen 6 rangos de presión que varían de2000 a 20,000 psi que representan la máximapresión de trabajo del equipo.

Rango de presiónAPI en PSI

Rango de presiónAPI en Mpa

2000 13.83000 20.75000 34.510000 69.015000 103.520000 138.0




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Diagrama 1. - Árbol de Nivel de Especificación del producto(PSL)

EMPIECEAQUI

RANGO DE PRESION DETRABAJO> 103,5 MP3

(15,000 PSI)

-

CONCENTRACIONDE H2S ALTA?

CONCENTRACIONDE H2S ALTA?NACE MR 0175 ?

RANGO DE PRESIONDE TRABAJO POZO DE GAS?

POZO DE GAS?

RANGO DE PRESIONDE TRABAJOPOZO DE GAS?

RANGO DE PRESIONDE TRABAJO

POZO DE GAS?RANGO DE PRESION

DE TRABAJO

SI

SI

NONO

NO NO

NO

NO

NO

SI

SI

SI

SI> 34,5 MPa (5000) PSI )

NO

<-34,5MPa(5000)PSI)

> 34,5 MPa (5000) PSI )

> 34,5 MPa (5000) PSI )

<-34,5MPa(5000)PSI)

<-34,5MPa(5000)PSI)

> 34,5 MPa (5000) PSI )

<-34,5MPa(5000)PSI)

PSL-3G

PSL-3G

PSL-3

PSL-3G

PSL-3

PSL-3

PSL-2

PSL-2

PSL-2

PSL-3

PSL-1

PSL-2

PSL-1

Diagrama 1. Árbol de nivel de especicación del producto (PSL).

Tabla 2. Clases de temperatura.

CLASIFICACIÓN DETEMPERATURA API

RANGO DE OPERACIÓN (DEG.F)(MIN) (MAX)

RANGO DE OPERACIÓN (DEG.C)(MIN) (MAX)

K -75 A 180 -60 A 82

L -50 A 180 -46 A 82

N -50 A 140 -46 A 60

P -20 A 180 -29 A 82

R TEMPERATURA AMBIENTE TEMPERATURA AMBIENTE

S 0 A 140 -18 A 60

T 0 A 180 -18 A 82U 0 A 250 -18 A 121

V 35 A 250 2 A 121

Nota: Estas clases de temperaturas pueden ser usadas en combinación con otra diferente para alcanzar un rangomás amplio. Por ejemplo, una clasicación común para válvulas de compuerta 6A es P+U (-20 a 2500 F).

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12.3.3.4. Nomenclatura de identicación decabezales

La sección 8, de la especicación 6A, y la ta-

bla siguiente describen las instrucciones demarcaje para el equipo. Los requerimientos demarcado incluyen lo siguiente:

Tabla 3. Clases de material API.

Diagrama 2. Requerimiento de marcaje para cabezales.

12.3.3.3 Clases de material

Hay siete Clases de Material, las cuales espe-cican los requerimientos mínimos de mate-

rial para servicio general o amargo como se

muestra a continuación. El equipo API 6A (ISO10423) deberá estar diseñado, probado y mar-cado como satisfactorio para una de estas Cla-ses de Material.

Clase de material APICuerpo, bonete, extremo y salida de las

conexionesPartes control presión, vástagos y colgadores

de mandril

AA-Servicio General Acero al carbón o acero de baja aleación Acero al carbón o acero de baja aleación

BB- Servicio General Acero al carbón o acero de baja aleación Acero inoxidable

CC- Servicio General Acero inoxidable Acero inoxidable

DD- Servicio Amargo (a) Acero al carbón o acero de baja aleación (b) Acero al carbón o acero de baja aleación (b)

EE- Servicio Amargo (a) Acero al carbón o acero de baja aleación (b) Acero inoxidable (b)

FF- Servicio Amargo (a) Acero inoxidable (b) Acero inoxidable (b)

HH- Servicio Amargo (a) Aleación Resistente a la Corrosión (b) Aleación Resistente a la Corrosión (b)

ZZ- Servicio Amargo Usuario Denido (b) Usuario Denido (b)a) Como está denido por la Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión (NACE) en el Estándar MR0175. Estas clases de material

incluirán también un rango de H2S.

b) En cumplimiento con el Estándar NACE MR0175.




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12.3.4. Descripción del conjunto de cabezales y medio árbol de válvulas de produc-ción FMC

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Cabezal semicompacto

• Sistema compacto bipartido (2 secciones)• Ahorro en tiempo de instalación.• Instalación simple, segura y en una sola

etapa.• No se requiere cambio de conjunto de

preventores en cada etapa, incrementando

la seguridad en el pozo.• Ofrece diferentes conguraciones para

preparaciones inferiores.• Minimiza los riesgos de operación (HSE).• Conexión superior bridada, con ranura

para anillo API.• Salidas laterales con rosca para remover

válvulas.• Brida integral con birlos empotrados, ros-

cado o bridado.• Puertos de inyección de empaque plástico,

con válvula check integrada.• Arreglo de menor altura comparado con

un tipo convencional, lo que lo hace idealpara instalaciones terrestres y costa afuera.

Existen dos tipos de colgadores de tubería derevestimiento para el cabezal semicompacto:

Colgador tipo cuñasCaracterísticas:

Fig. 21. Conjunto de cabezales y medio árbol de producción marino.




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• Tipo envolvente• Soporta cargas superiores a la junta de la

tubería• Sellos energizados automáticos o me-

cánico• Adaptable a cualquier medida de cabezal• Sellos elastomericos que soportan tempe-

raturas hasta 250 °F

Colgador tipo mandrilCaracterísticas:

• Colgador integral con roscas en ambosextremos, generalmente la rosca inferiores de acuerdo a la rosca de la tubería de

revestimiento y la rosca superior es deacuerdo al diseño de cada fabricante.

• Adaptable a cualquier medida de cabezal• Sellos elastomericos que soportan tempe-

raturas hasta 250 °F

Fig. 22. Colgador Tipo Cuñas.

Fig. 23. Colgador Integral Tipo Mandril.

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12.3.4.1. Descripción del conjunto de cabezales y medio árbol de válvulas de producción

Fig. 24. Conjunto de cabezales y medio árbol de válvulas de producción.




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12.3.4.2. Árbol de selección de cabezales y accesorios básicos y convencionales(Vetco Gray)

Fig. 25. Cabezales básicos y convencionales.

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12.4 Tipos y características de preventoresde reventones

El criterio para seleccionar el arreglo del

conjunto de preventores debe considerar lamagnitud del riesgo expuesto y el grado deprotección requerida en cada de una de lasetapas durante el proceso de perforación ymantenimiento de pozos; así como, la pre-sión del yacimiento esperada en la supercie.La clasicación API para el conjunto de pre-ventores, se basa en el rango de la presiónde trabajo. Existe un bajo riesgo cuando setienen presiones de formación normales. Porlo que, un arreglo de preventores sencillo y

de bajo costo puede ser suciente para la se-guridad de la instalación.

El riesgo es mayor cuando se tienen:

• Presiones de formaciones anormales.• Yacimientos de alta presión, alta tempera-

tura o alta productividad.• Áreas densamente pobladas.• Grandes concentraciones de personal y

equipo, como el caso de barcos y platafor-mas marinas. Entonces, el arreglo reque-rido debe ser más completo, y en conse-cuencia, de mayor costo.

La función de los preventores es evitar que losuidos del pozo se presenten en la superciede una manera descontrolada (Blow-out).

Así mismo durante las operaciones de per-foración o mantenimiento, si llegara a mani-

festarse un ujo o brote, el sistema de controlsupercial debe tener la capacidad para cerrarel pozo y desplazar el uido invasor fuera deél de una manera controlada. El control de unpozo lo constituyen en la supercie, los siste-mas de circulación, conexiones supercialesde control y métodos de control.

Los tipos de preventores son: Anulares (Esféri-cos), de Arietes y Preventores Interiores.

Los componentes del sistema de cierre pue-

den ser:

• Elemento Anular en preventores esféricos• Arietes Anulares, que pueden ser Fijos, va-

riables,• Arietes ciegos y corte/ ciegos• Los preventores interiores se consideran:

la válvula de seguridad (valv.de pie), vál-vulas tipo “H”, y válvulas de contrapresión(de charnela, de aguja, y de dardo)

Es conveniente tener presente algunas normasde seguridad que se emplean en el conjuntode preventores antes de su instalación y suoperación, permitiendo con esto un adecuadomanejo de los mismos y un mayor rendimien-to en el área de trabajo.

12.4.1. Inspección física del conjunto depreventores

Antes de proceder a la instalación de un conjunto de preventores o después de cada etapade perforación, deberá vericarse en el pozolo siguiente:

• Inspeccione visualmente el cuerpo de cadapreventor, principalmente las cavidadesdonde se alojan los arietes, el estado queguardan las pistas y los conductos de lassalidas laterales, con objeto de vericarque no estén dañados o desgastados.

• Inspeccione el tipo y las condiciones queguardan cada uno de los anillos a instalar.En la tabla se detallan las especicacionesde estos anillos.

• Revise que todos los birlos o espárragos ytuercas sean de la medida y tipo apropia-do, que no estén dañados u oxidados, que




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cumplan con las especicaciones API parael rango de la presión de trabajo, tempera-tura y resistencia al ácido sulfhídrico (H2S)si se requiere.

• En las tablas adjuntas se proporcionaránmás detalles de las especicaciones de es-tos accesorios.

• Inspeccione el buen estado del elementosellante frontal de cada ariete, así como eldel preventor anular.

• Verique la posición en la instalación decada preventor, así como la correcta cone-xión de las líneas de apertura y cierre.

Las operaciones de perforación no deben ini-

ciarse hasta que el sistema de control super-cial esté debidamente instalado y probado, enlo que respecta a su operación y presión detrabajo.

12.4.2 Sistema desviador de ujo

El sistema desviador de ujo se utiliza comoun medio de control del pozo, ya que propor-ciona un determinado grado de protección

antes de que se corra y cemente la tubería derevestimiento supercial sobre la que se insta-larán los preventores.

Las prácticas recomendadas API RP-53 esta-blecen los criterios para seleccionar, instalar yoperar el equipo del sistema desviador de u- jo (diverters).

Un desviador de ujo puede cerrar sobre laecha, tubería de perforación, de revesti-

miento y lastrabarrenas, y no está diseñadopara hacer un cierre completo del pozo o pa-rar el ujo, sino más bien desviarlo abriendosimultáneamente las válvulas de las líneas dedesfogue (venteo), derivando el ujo de for-maciones someras hacia sitios alejados delequipo de perforación y del personal, evitan-

do así el Fracturamiento de las formaciones,disminuir el riesgo de comunicarse a la su-percie por fuera de la tubería conductoraque pondría en peligro a la cuadrilla y las ins-

talaciones de perforación.

Por lo general, se utilizan como desviadoreslos preventores anulares de tipo convencionalo las cabezas rotatorias. Sin embargo, se sur-ten “Desviadores” especiales de baja presiónen diversos tamaños. La presión de trabajodel desviador y de la(s) línea(s) de venteo olateral(es) no es de gran importancia, ya quesu función es únicamente desviar el ujo. Eldiámetro interior debe ser suciente para que

permita pasar la barrena y perforar la siguien-te etapa.

Todo el conjunto, una vez instalado, será pro-bado a satisfacción para asegurarse que fun-cionará correctamente. Si el sistema desviadorintegra una o más válvulas en la línea lateral,las válvulas deben ser tipo abertura completay mantenerse en la posición abierta para unsistema manual,o bien, deben ser diseñadas

para abrirse automáticamente cuando se cie-rra el desviador. Por lo menos una de las líneaslaterales debe estar abierta en todo momento.Las líneas normalmente son de 10” de diáme-tro interior o mayores para operaciones ma-rinas y de 6” de diámetro interior o mayorespara operaciones terrestres.

El desviador y cualquier válvula deben serprobados cuando se instale y en intervalosapropiados durante las operaciones, para

garantizar el funcionamiento correcto. Debebombearse uido a través de las líneas deventeo a periodos regulares de tiempo duran-te las operaciones para asegurar que las líneasno están tapadas.

La capacidad de los acumuladores para el sis-

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tema desviador de ujo debe ser calculado yestar de acuerdo con el API RP-64.

Cuando se inicia la perforación de un pozo te-

rrestre, se introduce y cementa una TR con-ductora a poca profundidad. En el caso de po-zos marinos, por lo general se instala una TRconductora de gran diámetro por debajo dellecho marino.

Recomendaciones

• Vericar diariamente la operación correctadel sistema desviador de ujo, accionán-

dolo desde los controles remotos.• Revisar que las líneas de desfogue no es-tén obstruidas.

• Inspeccionar y revisar periódicamente queel desviador y las válvulas no tengan gasproducido por los ripios de formación,residuos u otros materiales que puedanafectar su operación.

• En función de la planeación y programa-ción de la perforación del pozo, despuésde cementar o hincar la tubería conducto-

ra o estructural, deberá instalarse un sis-tema desviador de ujo consistente de unelemento de sello, líneas de venteo, válvu-las de derivación y un sistema de control.

• El sistema deberá tener un control remotoen el piso de perforación y además otro enun lugar de fácil acceso y seguro para suaccionamiento.

• Es conveniente que se tengan disponibleslíneas de descarga de diámetros mayores

que las convencionalmente utilizadas, conla nalidad de que en situaciones críticas,

Fig. 26. Desviador de ujo de 29” ½.

Figura 27. Desviador de ujo en una unidad otante (barco perforador o plataforma semisumergible).




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el pozo sea rápidamente desfogado evi-tando riesgos mayores.

• Deberán efectuarse simulacros a intervalosapropiados con las cuadrillas, para entre-

narlos y sean capaces de reaccionar opor-tunamente ante situaciones que requieranoperar el sistema desviador de ujo.

12.4.3 Preventor esférico

Es un preventor anular, que es instalado en laparte superior de los preventores de arietes.Tiene como principal característica, efectuarcierres herméticos a presión sobre cualquierforma o diámetro de tubería o herramienta

que pueda estar dentro del pozo. El tamaño ysu capacidad deberán ser iguales que los pre-ventores de arietes.

Se recomienda no cerrar este preventor si nohay tubería dentro del pozo. Se emplean conel uso de un elemento grueso de hule sintéti-co que se encuentra en el oricio interno delmismo y al operarlo, se deforma concéntri-camente hacia el interior del preventor, oca-

sionando el cierre parcial o total del pozo. Elhule estando en posición abierta tiene el mis-mo diámetro de paso del preventor. Ademáspermite el paso o giro de tuberías aún estan-do cerrado (esta operación se debe efectuarregulando la presión de trabajo a su mínimovalor de sello). Es posible cambiar el elementosellante con tubería dentro del pozo; además,cierra sobre el cable, la sonda o las pistolas dela unidad de registros.

El preventor anular esférico se coloca en laparte superior de los preventores de arietes,debiendo ser de las mismas características.Los más usados son de 21 ¼”, 16 ¾”, 13 5/8”,11” y 7 1/16”, con presiones de trabajo de 2000a 10000 lb/pg2.

En el preventor anular Hydrill tipo GK, la presiónhidráulica de cierre se ejerce sobre el pistón deoperación y sube conforme asciende el ele-mento de hule, comprimiéndose hacia adentro

hasta efectuar el sello sobre cualquier tubería oherramienta que esté dentro del preventor.

Para el preventor anular Cameron tipo D y DL,la presión de cierre fuerza hacia arriba el pis-tón de operación y el plato impulsor desplazael aro de hule sólido, forzando a la “dona” acerrarse, activándose simultáneamente los in-sertos de acero que refuerzan al elemento dehule, girando interiormente hasta formar unanillo de soporte continuó tanto en la parte

superior como en la parte inferior del elemen-to empacador.

Figura 28. Preventor esférico Hydrill tipo GK.

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Recomendaciones de operación

• La frecuencia de las pruebas será similar ala del conjunto de preventores.

• Para rotar lentamente la tubería con el ele-mento sellante cerrado, deberá ajustarsela presión de cierre, como se indica en losdatos de cierre del fabricante.

• Para introducir o sacar tubería en un pozocon presión se ajustará la presión de cierre

a la mínima necesaria para permitir el mo-vimiento de la tubería hacia arriba o haciaabajo (esto en función de la presión que

exista en el pozo). También se puede es-tar adicionando continuamente aceite a latubería para lubricarla. Asimismo, se debetener la precaución de disminuir la velo-cidad de introducción o extracción al pa-sar los Coples de la tubería, con objeto deprolongar la vida útil del elemento sellantey permitir que se acople a los diferentesdiámetros a que es expuesto, evitando asíalguna fuga.

• Los preventores anulares Hydrill poseen lacaracterística de que la presión contribuyeal cierre del mismo.

Tabla 4. Presión de cierre en lb/pg2 del preventor anular Hydrill sin presión en el pozo.

Diámetroa cerrar

(PG)

HYDRILL

MSP Tipo GK

29 1/2”5M

21 1/4”2M

16 3/4”5M

13 5/8”5M

13 5/8”10M

11”5M

11”10M

7 1/6”10M

12 950

6 5/8 550 5505 1350 500 600 600

4 1/2 550 600 650 525 650 420 350

3 1/2 600 650 700 640 700 600 550

2 7/8 650 750 750 815 750 780 750

Ciego 1500 1100 1150 1150 1150 1150 1150 1150




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12.4.3.1 Especicaciones de preventoresesféricos más comunes

Cameron Type “D” Annular BlowoutPreventer Specications

B

BORE

A

BORE

A

B

C C

B

A

BORE

C

Bore size(In.)

Pressurerating(PSI)

Flangedweight(Lbs)

AFlangedheight(Lbs)

BBody

diameter(In.)

Gallonsto close

Gallonsto open

7-1/165,000 2,776 25-1/2 27-7/8 1.69 1.3910,000 7,255 34-1/4 37-3/6 2.84 2.55

115,000 8,447 35-15/16 41-1/4 5.65 4.6910,000 13,954 41-1/16 48-1/2 10.15 9.06

13-5/85,000 16,215 40-3/16 52-3/8 12.12 10.3410,000 27,262 49-3/32 61 18.10 16.15

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BoreSize(In. )

U.S.

Gallonsfor FullPistonStroke

4-1/16

7-1/16

9

9

11

13-5/8

16-3/4

17-3/4

3.86

2.85

9.42

11.20

10.90

4.33

6.84

15.907.43

9.81

11.36

17.98

34.53

25.10

17.42

21.02

28.70

21.09

Data provided by Hydril, All information above is for screwed type blowout preventer heads. Older moldels may have 8- 15/16" bore.

Hydril Type “GK” Blowout Preventers

Dimensional Data

PressureRating(PSI )

Flanged

BottomConnectionWt

(Lbs)

Studded

BottomConnectionWt

(Lbs)

A

FlangedBottomHeight

(In)

A

StuddedBottomHeight

(In)

BClearanceDiameter

(In)

CBodyDiameter

(In)

2,000

2,000

3,000

3,000

5,000

5,000

10,000

10,000

20,830

25,000

14,000

20,000

14,47014,86811,417 11,100

13,10013,800

8,250

8,784

33,525 32,851

8,522

24,3507,800

5,14017,800

5,740

3,450

22,00023,000

3,560

6,000

18,2005,300

12,000

14,250

11,8003,940 3,740

2,5002,620

2,650

2,015

3,000

5,000

10,000

5,000

3,000

5,000

3,000

10,000

10,000

20,00015,000

5,000 22-3/4

30-3/4

25-1/4

27-3/4

41-1/447-5/836-7/8

32 32

35-3/4

49-1/2

45-7/8

48-5/853-5/8

59 58

61

32- 3/437- 7/8

34- 1/448- 1/2

34- 3/441- 3/4

55- 3/439- 3/4

47- 3/4 40 - 1/4

56- 3/4

41

34- 1/2

40

44 - 1/4

62 - 1/4

53 - 1/4

46- 1/2

39- 3/8

43- 3/8

55

63 68

47- 1/2

52 - 1/4

66 - 1/2

59 - 1/2

55 - 1/2

47 - 1/4

53

54- 3/8

53- 7/8

45 - 1/4

63- 1/2

72- 1/2

49 - 1/2

53 - 1/2

61 - 1/4

25-3/4

28

26

29-1/4

43-3/4

50

55

28

34

50- 1/233- 3/4

37- 1/2

56- 1/2

40- 1/2

45- 1/2

61

46- 3/4

48- 1/2

53- 1/2

48- 1/2

Hydril Type “GK” Blowout Preventers (Continued)

Average Closing Pressure (PSI)

Pipe OD(In.)

4-1/16(5-10M)

7-1/16(3M)

7-1/16(5M)

7-1/16(10M)

7-1/16(15M)

7-1/16(20M)

9(3M)

9(5M)

9(10M)

11(3M)

6-5/8

5

4-1/2

3-1/22-7/8

2-3/8

1.90

1.66

CS0*

450 450

350 350

525

675

800

875

1,200

400

400

500 500

600 600

700700

1,000 1,000

1,000

550750

850

900

1,150

400 450

450 550

350

550

750

750

650

650

850

850

950

950

1,150 1,150

1,000

1,050 1,150

450

550

750

950

920

860

760570

380

6502,100 2,200

- - - - - -

--

-

- -

Data Provided by Hydril.




realización

210

HrsNivel



3



NL Shaffer Spherical Blowout PreventersWedge Cover Type

BORE

B

A

BoreSize(In.)

PressureRating(PSI)

FlagedBottom

Wt(Lbs)

HubbedBottom

Wt(Lbs)

StuddedBottom

Wt(Lbs)

FlangedBottomHeight

(In.)

HubbedBottomHeight

(In.)

StuddedBottomHeight

(In.)

BodyDia(In.)

Gallonsto

Close

Gallonsto

Open

AA AB

Connection

Wedge Cover Type

NL Shaffer Spherical Blowout Preventers

11

13-5/8

16-3/4

18-3/4

21-1/4

10,000

5,000

10,000

5,000

23,000 22,400

22,900

32,480

36,100

43,30044,500

35,400

22,600

17,400

31,580

22,400

34,750

22,000

34,000

31,180

42,500

53 50 45-1/2 57 30.58 24.67

45-9/16 43-7/16

58-3/8 54-1/8

49-5/1651-15/16

60 57

66 63-1/2

51

43-5/8 60

64-1/2

5437-3/4

50-1/8

56

40.16

23.58

66.1/4

71

33.26

48.16

61.37

17.41

32.64

25.61

37.61

47.76

Data provided by NL Shaffer.

500

750

1,000

1,150

1,050

1,150

6-5/8

54-1/2

3-1/2

2-7/8

2-3/8

1.90

1.66

CS0*

Pipe OD(In.)

600550

450

650

750

850

950

1,150

600

900

800

1,150 1,150

1,0001,000

900

450 550

450 550

600650

700

700

550

450

550500500

600

700

800 800

900

1,000

1,150 1,150 1,150 1,150

800

600

700 700

750

650

600

500

600

1,0001,050

750

650

850

950 950 850

950

525

640

815

885

990

420

780

870

960

400

350--

11(5M)

11(10M)

13-5/8(3M)

13-5/8(5M)

13-5/8(10M)

16-3/4(3M)

16-3/4(2M)

16-3/4(5M)

17-3/4(2M)

Data provided by Hydril. M = 1000 PSI Complete shut off.

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



400



12.4.4 Tipos de preventores de arietes

El preventor de arietes anulares tiene como ca-racterística principal poder utilizar diferentes

tipos y medidas de arietes, según se requieraen los arreglos de los conjuntos de prevento-res, y por su diseño es considerado como elmás seguro.

Ventajas del uso de preventores Camerontipo “U” y “UM”

• Bajo inventario de repuestos.• Empaque de ariete abundante y auto-ali-

mentador.• Fácil cambio de arietes.• La presión del pozo ayuda a cerrar los arie-

tes.• La presión del pozo no puede entrar a los

cilindros de operación.• Los bonetes se abren y cierran hidráulica-

mente.• Los candados hidráulicos de los arietes,

opcionales, son intercambiables con loscandados manuales de tornillo.• Los cilindros de operación tanto de los

arietes como de los bonetes son reempla-zables en el sitio.

• Los conductos del uido son parte integraldel cuerpo forjado.

• Los Preventores de Reventones Tipo “U”son compactos.

• Los principales componentes son forjadospara mayor resistencia.

• No tienen partes operantes expuestas.• Presión de operación moderada.• Puede instalarse en pozos terrestres o en

plataformas marinas.• Salidas en el cuerpo para líneas de estran-

gular y matar, a solicitud, eliminando la ne-cesidad de carretes de perforación.

• El cuerpo del preventor se fabrica comounidad sencilla o doble.

• Tiene un sistema de operación secunda-

rio para cerrar manualmente los arietes(candados).• Modicando los pistones de operación, al

usar arietes de corte sirven para cortar tu-bería quedando el pozo cerrado.

Sistema de control hidráulico de los pre-ventores Cameron tipo “U”

El circuito hidráulico para cerrar los arietes semuestra de color rojo en el dibujo ilustrado

arriba. La relación de cierre de todos los Pre-ventores tipo “U” es 7:1. La presión aplicadaal sistema de cierre de arietes también sirvepara abrir los bonetes para efectuar el cambiode arietes. Cuando los birlos del bonete estánsueltos y se aplica presión en el sistema de cie-rre, el ariete se mueve hacia el interior empu-

Figura 29. Ejemplo de preventores de arietesmarca Cameron tipo U y UM.




realización

210

HrsNivel



4



jando el bonete hacia afuera, separándolo delcuerpo.

Aunque los arietes se mueven hacia el interiordel cuerpo, la carrera del bonete es sucientepara que los arietes queden afuera totalmente,pudiéndose efectuar el cambio de arietes (Fig.30). Un tornillo de argolla que se encuentra encada lado superior del cuerpo se usa para le-vantar los arietes.

El circuito hidráulico con arietes abiertos semuestra en color verde en la ilustración dearriba. La presión hidráulica de abrir los arie-

tes también sirve para cerrar los bonetes. Lapresión del control hidráulico jala y aprieta alos bonetes contra el cuerpo del preventor;los tornillos del bonete sirven tan sólo paramantener los bonetes cerrados. Una ventajaimportante de los Preventores Tipo “U” y susistema de operación hidráulico es que losarietes son jalados hasta topar con los bonetesantes de que estos se muevan hacia el cuerpodel Preventor. Debido a esto los arietes nuncaintereren la tubería en el pozo u obstruyen

en manera alguna el oricio vertical. Los arie-tes pueden cambiarse con el pozo uyendogas, lo que aumenta la seguridad que ofrecenlos preventores.

12.4.4.1 Descripción de las característicasdel preventor de reventones tipo “U”

1. Las presiones de operación son modera-das.Todos los preventores Tipo “U” tienen una re-lación de cierre de 7:1, por lo tanto las pre-siones de operación requeridas son modera-das. El sistema de operación del Preventor “U”tiene una presión asignada de 1,500 lb/pg².Un preventor en condiciones propias requeri-rá menos de 500 lb/pg² para ser operado. Encondiciones extremas se pueden aplicar pre-siones hasta de 5,000 lb/pg².

2. La presión del pozo no puede llegar a loscilindros de operación.

Cada varilla de pistón de operación tiene sellostriples; un empaque de labios hecho de Hycarnormalmente detiene la presión del pozo, unsello secundario activado con empaque plás-tico refuerza al sello de labios, y un arosello“O” grande sella el sistema hidráulico de ope-ración. Entre el sello activado con plástico y elarosello “O” del sistema hidráulico existe unoricio de venteo a la atmósfera que hace im-posible que la presión del pozo llegue al cilin-dro de operación (Fig. 32).

3. El ensamble de bonete puede ser reacon-dicionado en el campo.Los cilindros, pistones y sellos del bonete pue-den ser fácilmente reemplazados en el campoquedando completamente reacondicionadoslos ensambles de bonete.

Fig. 30. Circuito hidráulico del preventor de reventones.

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



402



4. Candados de los arietes.Los preventores del tipo arietes deben estarequipados con candados de seguridad o su- jeción mecánicos o hidráulicos. Los mecánicos

con extensiones y manerales respectivamentepara ser operados fuera del área de prevento-res. Los hidráulicos con líneas de control de launidad de cierre de preventores. Un mecanis-mo de cierre hidráulico(Fig. 32) traba los arie-tes cerrados a control remoto. Este mantienea los arietes cerrados aun cuando se suelte lapresión de actuación. Aunque es indispensa-ble en perforaciones submarinas, el trabadorhidráulico se usa frecuentemente en tierra enlugar de los menos rápidos tornillos jadores

manuales.

5. Conexiones especiales.Las bridas del oricio vertical así como las delas salidas laterales pueden ser equipadas conConexiones Tipo Grampa Cameron que aho-rran tiempo valioso en el montaje y cambio deaparejos.

6. El sello del bonete Cameron reforzado

asegura el cierre hermético (Fig. 33).Este sello es similar a un arosello “O” exceptoque se le ha agregado un refuerzo de tela queevita la extrusión o apellizcamiento bajo lasmás extremas presiones y temperaturas has-ta ahora encontradas en este servicio. Se re-quiere reponer este sello únicamente cuandoestá visiblemente dañado y no cada vez que secambian los arietes.

Fig. 31. Cilindros de operación.

Fig. 32. Candados de los arietes.

Fig. 33. Sello del bonete.




realización

210

HrsNivel



4



12.4.4.2 Dimensiones de un preventor sencillo (Cameron Tipo “U”).

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




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210

HrsNivel



404



12.4.4.3 Especicaciones de preventor doble Cameron tipo “U”

D

C

Top View Single or Double U BOP

Side View Single U BOP SD 034601

E

B G

F

A

OPEN




realización

210

HrsNivel



4



T a b l a 5 .

E s p e c i f c a c i o n e s d e p r e v e n t o r d o b l e C a m e r o

n t i p o “ U ” .

T a m a ñ o

( p g )

R e l a c i ó n

d e

P r e s i ó n

( p s i )

A - 1 ( p g )

A - 2 ( p g )

A - 3 ( p g )

A - 4 ( p g )

B - 1 ( p g )

B - 2 ( p g )

B * * *

( p g )

C

E - 1

( p g )

E - 2

( p g )

F - 1

( p g )

F - 2

( p g )

G

H - 1

H - 2

J

P e s o

A p r o x .

( l b )

( p g )

( p g )

( p g )

( p g )

( p g )

7 – 1 / 1 6 * *

3

7 4 . 0

0 0

1 0 9 . 5

0 0

4 1 . 0

0 0

1 8 . 5

6 2

2 0 . 2

5 0

8 , 7

5

7 . 8

4 4

5 . 5

0

2 5 . 6

8 8

1 1 . 4

3 8

5 , 0

0 0

7 – 1 / 1 6 * *

5

7 4 . 0

0 0

1 0 9 . 5

0 0

4 1 . 1

8 8

4 1 . 8

7 5

1 8 . 8

1 2

2 0 . 2

5 0

1 0 , 4

1

9 . 2

5 0

9 . 6

2 5

8 . 4

6 9

5 . 5

0

2 7 . 0

9 4

2 5 . 9

3 8

1 1 . 1

8 8

5 , 2

0 0

7 – 1 / 1 6

1 0

7 4 . 0

0 0

1 0 9 . 5

0 0

4 8 . 6

2 5

4 5 . 2

5 0

1 7 . 4

3 8

2 0 . 6

2 5

1 1 , 0

6

9 . 3

7 5

1 2 . 0

3 1

1 0 . 3

4 4

5 . 5

0

2 9 . 1

2 5

2 7 . 4

3 8

1 2 . 5

6 2

6 , 4

0 0

7 – 1 / 1 6

1 5

7 4 . 0

0 0

1 0 9 . 5

0 0

4 9 . 8

7 5

1 7 . 4

3 8

2 0 . 6

2 5

1 1 , 6

9

1 2 . 6

5 6

5 . 5

0

2 9 . 7

5 0

1 2 . 5

6 2

6 , 7

5 0

1 1 * *

3

9 6 . 2

5 0

1 4 6 . 8

7 5

4 9 . 2

5 0

1 6 . 5

6 2

2 5 . 1

2 5

9 , 8

1 2

1 0 . 5

3 1

6 . 7

5

3 0 . 0

0 0

1 3 . 4

3 8

9 , 9

0 0

1 1 * *

5

9 6 . 2

5 0

1 4 6 . 8

7 5

1 1 0 . 1

2 5

1 5 0 . 1

8 8

5 4 . 5

0 0

4 9 . 5

0 0

1 6 . 5

6 2

2 5 . 1

2 5

1 2 , 4

4

9 . 9

3 8

1 3 . 1

5 6

1 0 . 6

5 6

6 . 7

5

3 2 . 6

2 5

3 0 . 1

2 5

1 3 . 4

3 8

1 0 , 2

0 0

1 1 * *

1 0

9 6 . 2

5 0

1 4 6 . 8

7 5

1 1 0 1 2 5

1 5 0 . 1

8 8

5 5 . 8

7 5

5 2 . 3

7 5

1 6 . 5

6 2

2 5 . 7

5 0

1 3 , 1

3

1 1 . 3

7 5

1 3 . 8

4 4

1 2 . 0

9 4

6 . 7

5

3 3 . 3

1 2

3 1 . 5

6 2

1 3 . 4

3 8

1 1 , 3

0 0

1 1 M o d e l o

7 9

1 5

1 2 4 .

0 0 0

1 7 5 . 3

1 2

1 2 4 . 5

0 0

1 6 7 . 1

2 5

6 9 . 7

5 0

5 8 . 8

1 2

1 4 . 3

1 2

3 2 . 0

0 0

1 6 , 6

9

1 1 . 2

1 9

1 7 . 7

8 1

1 2 . 3

1 2

9 . 2

5

4 1 . 6

2 5

3 6 . 1

5 6

1 5 . 6

8 8

1 8 , 4

0 0

1 3 5 / 8

3

1 1 2 . 1 2 5

1 7 1 . 5

0 0

1 2 2 . 6

8 8

1 6 6 . 0

6 2

5 3 . 3

7 5

1 5 . 4

3 8

2 9 . 2

5 0

1 0 , 3

1

1 1 . 5

3 1

7 . 5

0

3 2 . 3

7 5

1 4 . 5

6 2

1 4 , 3

0 0

1 3 5 / 8

5

1 1 2 . 1 2 5

1 7 1 . 5

0 0

1 2 2 . 6

8 8

1 6 6 . 0

6 2

5 5 . 8

7 5

5 4 . 0

0 0

1 5 . 4

3 8

2 9 . 2

5 0

1 1 , 5

6

1 0 . 6

2 5

1 2 . 7

8 1

1 1 . 8

4 4

7 . 5

0

3 3 . 6

2 5

3 2 . 6

8 8

1 4 . 5

6 2

1 4 , 8

0 0

1 3 5 / 8

1 0

1 1 4 . 1 2 5

1 7 2 . 7

5 0

1 2 2 . 6

8 8

1 6 7 . 3

1 2

6 6 . 6

2 5

5 7 . 7

5 0

1 2 . 5

6 2

3 0 . 2

5 0

1 5 , 1

3

1 0 . 6

8 8

1 7 . 0

9 4

1 2 . 6

5 6

7 . 5

0

4 0 . 0

6 2

3 5 . 6

2 5

1 7 . 4

3 8

1 8 , 4

0 0

1 3 5 / 8

M o d e l o B * *

1 5

1 3 9 .

0 0 0

2 1 4 . 3

7 5

1 5 2 . 2

5 0

2 0 5 . 5

0 0

8 1 . 7

5 0

7 0 . 1

2 5

9 . 9

3 8

3 9 . 5

0 0

2 1 , 3

8

1 5 . 5

0 0

2 2 . 8

4 4

1 7 . 0

0 0

8 . 0

0

4 9 . 4

3 8

4 3 . 5

6 2

2 0 . 0

6 2

4 3 , 2

5 0

1 6 – ¾ ”

M o d e l o B

3

1 2 7 .

2 5 0

2 0 4 . 5

6 2

1 4 7 . 2

5 0

1 9 9 . 3

7 5

6 5 . 8

7 5

5 7 . 5

6 2

1 3 . 4

3 8

3 5 . 7

5 0

1 3 , 3

1

9 . 1

5 6

1 5 . 4

0 6

1 1 . 2

5 0

9 . 2

5

3 9 . 1

2 5

3 4 . 9

6 9

1 6 . 5

6 2

2 6 , 6

5 0

1 6 – ¾ ”

M o d e l o B

5

1 2 9 .

2 5 0

2 0 2 . 1

2 5

1 4 9 . 2

5 0

2 0 2 . 2

5 0

6 8 . 8

7 5

6 0 . 7

5 0

1 3 . 4

3 8

3 5 . 7

5 0

1 4 , 8

1

1 0 . 7

5 0

1 6 . 9

0 6

1 2 . 8

4 4

9 . 2

5

4 0 . 6

2 5

3 6 . 5

6 2

1 6 . 5

6 2

2 6 , 9

4 0

1 6 – ¾ * *

1 0

1 3 9 .

0 0 0

2 1 8 . 3

7 5

1 5 5 . 5

0 0

2 1 2 . 0

0 0

7 7 . 7

5 0

7 0 . 0

0 0

1 1 . 1

8 8

3 9 . 5

0 0

1 9 , 3

8

1 5 . 5

0 0

2 0 . 2

1 9

1 6 . 3

4 4

9 . 2

5

4 7 . 4

3 8

4 3 . 5

6 2

1 8 . 8

1 2

4 3 , 5

0 0

1 8 – ¾

1 0

1 5 6 .

3 7 5

2 4 2 . 1

2 5

1 6 6 . 5

0 0

2 2 6 . 6

2 5

8 7 . 1

2 5

7 4 . 0

0 0

1 0 . 8

7 5

4 2 . 5

0 0

2 0 , 5

1 3 . 8

7 5

2 2 . 0

0 0

1 5 . 3

4 4

1 2 . 0

0

5 1 . 5

0 0

4 4 . 8

7 5

1 9 . 1

2 5

5 6 , 9

5 0

2 0 – ¾

3

1 4 3 .

6 8 8

2 2 6 . 8

1 2

1 6 3 . 9

3 8

2 2 3 . 8

7 5

6 6 . 1

2 5

5 8 . 8

7 5

1 2 . 4

3 8

3 9 . 5

1 6

1 4 , 3

1

1 0 . 6

8 8

1 6 . 2

8 1

1 2 . 6

5 6

8 . 0

0

3 9 . 8

7 5

3 6 . 2

5 0

1 7 . 5

6 2

2 5 , 5

5 0

2 1 ¼

2

1 4 3 .

6 8 8

2 2 6 . 8

1 2

1 6 3 . 9

3 8

2 2 3 . 8

7 5

6 2 . 7

5 0

5 8 . 8

7 5

1 2 . 4

3 8

3 9 . 5

1 6

1 2 , 6

3

1 0 . 6

8 8

1 4 . 5

9 4

1 2 . 6

5 6

8 . 0

0

3 8 . 1

8 8

3 6 . 2

5 0

1 7 . 5

6 2

2 5 , 1

5 0

2 1 ¼

5

1 6 4 .

2 5 0

2 4 7 . 2

5 0

1 8 0 . 9

3 8

2 3 9 . 2

5 0

8 2 . 3

7 5

7 4 . 0

0 0

1 2 . 3

7 5

4 2 . 5

0 0

1 7 , 9

7

1 7 . 1

8 8

1 8 . 7

1 9

1 4 . 6

8 8

1 3 . 5

0

4 9 . 0

3 1

4 5 . 0

0 0

1 7 . 6

2 5

5 8 , 0

0 0

2 1 ¼ * *

1 0

1 6 3 .

3 7 5

2 5 0 . 3

7 5

1 8 1 . 1

2 5

2 3 9 . 5

0 0

1 0 0 . 0

6 2

8 7 . 0

6 2

9 . 4

3 8

4 7 . 2

5 0

2 7 , 5

3

1 8 . 0

3 1

2 6 . 2

5 0

1 9 . 7

5 0

1 3 . 5

0

5 8 . 5

9 4

5 2 . 0

9 4

2 0 . 5

6 2

6 5 , 5

0 0

2 6 ¾

3

1 6 9 .

6 2 5

2 7 5 . 3

7 5

7 8 . 8

7 5

7 . 4

3 8

4 6 . 2

5 0

1 7 , 4

4

1 9 . 9

0 6

8 . 0

0

4 8 . 0

0 0

2 2 . 5

6 2

4 4 , 2

0 0

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12.4.4.4 Características de diseño del pre-ventor Cameron “UM”

Su bonete se puede convertir para ser

utilizado:

• Con arietes de tubería o con arietes ciegosde corte.

• Diseñado para un mantenimiento sencillo,sus cilindros, pistones y sellos se puedenreemplazar en el campo.

• Con sistema hidráulico para abrir los bo-netes, utilizando el mismo diseño que lospreventores Cameron tipo “U”.

• Utiliza los mismos arietes del preventor

tipo “U”.• Los arietes de los preventores Cameron

tipo “UM” son energizados con la presióndel pozo aumentando la integridad del se-llo de los arietes, manteniendo el sello encaso de pérdida de presión hidráulica.

• El aumento de presión en el pozo mejorala integridad del sello.

Partes de repuesto necesario en el equipo

Las siguientes partes de repuesto son lasmínimas recomendadas para los prevento-res, los cuales deben estar cuidadosamentealmacenados, su mantenimiento y su dispo-

sición rápida.

• Un juego completo de hules para los arie-tes, de acuerdo a la medida del preventora usarse.

• Un juego completo de sellos de bonetespara cada medida de preventor a usarse.

• Empaque plástico para los sellos secunda-rios.

• Anillos metálicos de sello para sus bridas.• Un elemento de sello para el preventor

anular y un juego completo de sellos• Un estrangulador exible o línea de matar

si esta en uso.

Fig. 34. Preventor de reventones Cameron tipo “UM”.




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Especicaciones y dimensiones de preventor doble Cameron tipo UM

12.5. Tipos y características de los arietesUnid

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Los arietes de los preventores de reventonesdeben sellar instantáneamente alrededor dela tubería y contra sí mismos para obturarla presión del pozo. El diseño de los arietestipo ‘U” incluye muchas características deeficacia comprobada en modelos anterio-res. Los empaques de los arietes se auto-alimentan y contienen una gran reserva dehule Hycar.

Esto asegura una larga vida sellante bajo todascondiciones. Los empaques quedan trabadosen los arietes de manera que no pueden serdesalojados por el ujo del pozo. El hule de

empaque está adherido a placas de acero quelo connan al área de sello de la tubería.

Los arietes pueden surtirse para cualquier ta-maño de tubería. También pueden surtirsearietes de acero inoxidable y descentrado paraterminaciones múltiples.

12.5.1 Arietes anulares

Los arietes anulares para tubería de perfora-

ción o revestimiento están constituidos por unsello superior y por un empaque frontal. Am-bos empaques son unidades separadas y pue-den cambiarse independientemente.

Los arietes de preventores constan de unapieza de acero fundido de baja aleación y de

un conjunto sellante diseñado para resistir lacompresión y sellar ecazmente alrededor dela tubería.

Características:

• En caso de emergencia, permite el movi-miento vertical de la tubería, para lo cualdeberá regularse la presión de cierre delpreventor.

• Cuando existe presión en el pozo, evitanla expulsión de la tubería al detenerse la junta en la parte inferior del ariete.

• En caso de emergencia, permiten colgar la

sarta cerrando los candados del preventor.

Capacidad de carga sobre los arietes:El procedimiento recomendado para suspen-der la tubería de perforación, es cerrar los arie-tes utilizando de 1500 a 3000 psi, cerrar loscandados usando el procedimiento normal, y

Fig. 35. Arietes para tubería marca Cameron.




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luego apoyar el peso de la tubería sobre losarietes.

12.5.2 Arietes variables (Ajustables)

Los arietes variables o ajustables son similaresa los descritos anteriormente. La característicaque los distingue es cerrar sobre un rango dediámetros de tubería, así como de la echa.

12.5.3 Arietes ciegos

Constan de un empaque frontal plano, cons-truido a base de hule vulcanizado en una placametálica y de un sello superior. Su función escerrar totalmente el pozo cuando no se tienetubería en su interior y que por la manifesta-ción del brote no sea posible introducirla. Seinstalan en bonetes normales y modicadospara arietes de corte.

Ventajas y desventajas de la posición queguarda el preventor ciego.

Tomando como base el arreglo más comúnpara la perforación de zonas de alta presión y pozos de desarrollo, los arietes ciegos es-tán colocados arriba del carrete de control.

Ventajas.Está demostrado estadísticamente que la ma-yor parte de los brotes ocurren con la tube-ría dentro del pozo, es entonces cuando elpreventor inferior hace la función de válvulamaestra por estar conectada directamente a laboca del pozo evitando las bridas, mismas que

están consideradas como las partes más débi-les de un conjunto de preventores.

• Se pueden cambiar los arietes ciegos porarietes para la tubería de perforación. Latubería de perforación puede suspendersedel preventor inferior y cerrar totalmen-

Fig. 36. Arietes variables para tubería.

Tabla 6. Capacidad de carga en arietes de preventores.

FabricanteTubería de Perforación (PG)

3 ½ Ton 1000´s lbs 4 ½ Ton 1000´s lbs 5 Ton 1000´s lbs

Cameron Iron work Arietes

modicados192 425 250 550 272 600

Arietes estandar 138 300 181 400 204 450Hydril

Arietesmodicados

272 600 272 600 272 600

Arietes estandar 113 250 113 250 113 250Shaffer

SL-D, 73, 75 272 600 272 600 272 600

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te el pozo. Cuando el pozo está cerradocon el preventor inferior, permite efectuarreparaciones y corregir fugas del conjun-to de preventores; además del cambio deunidades completas.

• Cuando el preventor ciego está cerrado, sepuede operar a través del carrete de con-trol.

• Si se considera conveniente, se puede in-troducir tubería de perforación a presióndentro del pozo, utilizando el preventorinferior y alguno de los superiores, previocambio de los ciegos por arietes para tu-bería de perforación.

• Lo anterior tiene la gran desventaja de de-teriorar los arietes inferiores, los cuales noes posible cambiar, por lo que debe procu-

rarse operarlos sólo en caso necesario; yaque, como se indicó, deben considerarsecomo válvula maestra.

Desventajas

• Cuando el preventor ciego esté cerrado,no se tendrá ningún control si ocurre al-guna fuga en el preventor inferior en el ca-rrete de control.

• Entonces lo que se manejó como ventaja

de que los arietes ciegos se pueden cam-biar por arietes para tubería de perfora-ción, funciona ahora como desventaja, yaque en el caso extremo de querer soltarla tubería no se dispondría de una válvulamaestra que cerrará totalmente el pozo.

• Cuando se esté perforando la etapa deyacimiento, se deberán utilizar arietes decorte en sustitución de los ciegos.

• Si se utilizan sartas combinadas, los arie-tes para la tubería de diámetro mayor seinstalarán en el preventor inferior, y losde diámetro menor en el superior. Ambosarietes pueden sustituirse por el tipo va-riable. Debe observarse que si ocurre unbrote cuando se esté sacando del pozo latubería de perforación de diámetro menor,sólo se dispondrá del preventor anular y

Tabla 7. Rango de cierre de arietes variables (ajustables).

Fig. 37. Arietes ciegos.

Tamaño (PG) Presión de trabajo (PSI)Rango de cierre de arietes

variables (PG)7 1/16 3000, 5000, 10000 y 15000 3 1/2 - 2 3/8; 4 - 2 7/8

11 3000, 5000 y 10000 5 - 2 7/8; 5 1/2 - 3 1/211 15000 5 – 2 7/8

13 5/8 3000, 5000 y 10000 7 – 4 1/2; 5 – 2 7/8

13 5/8 15000 7 – 5; 5 – 3 1/2

16 3/4 5000 y 10000 7 – 3 1/2

16 3/4 10000 5 – 2 7/8

20 3/4 3000 7 5/8 – 3 1/2; 5 – 2 7/8




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uno de arietes.• Entonces, no será posible intercam-

biar arietes de ese mismo diámetro detubería de perforación en algún otropreventor; por lo que, será convenien-te ubicar los arietes ciegos en la par-te superior del preventor doble, auncuando las desventajas señaladas an-teriormente serían mayores por tenerdoble brida adicional.

Una opción práctica, sin cambiar la posiciónestablecida, recomienda bajar una parada detubería del diámetro mayor para cerrar el pre-ventor inferior y cambiar arietes al superior.

12.5.4 Arietes de corte

Los arietes de corte están constituidos por cu-chillas de corte integrados al cuerpo del ariete,empaques laterales, sello superior y empaquesfrontales de las cuchillas.

La función de estos arietes es cortar la tubería yactuar como arietes ciegos para cerrar el pozocuando no se dispone de los arietes ciegos. Du-rante la operación normal de perforación, estáninstalados en bonetes modicados, aumentan-do el área del pistón y la carrera de operación.A continuación se muestra un ejemplo para

determinar los diámetros de tubería que sepueden cortar en función del diámetro del

preventor, que es un dato de suma impor-tancia cuando se utilizan arietes ciegos decorte.

Fig. 38. Arietes ciegos de corte.

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P = Ԓ * D ó P = 2Ԓir

8.5.5 Corte de tubería con “Rams de corte” (Geometricamente).

Determinación de longitudes.

Si el BOP es de 13 5/8” 5My la TR es de 9 5/8”

• Perímetro de un circulo es:P = Ԓ * D ó P = 2Ԓir

• PTR

= 3.1416 * 9.625” = 30.23”• Cuando este aplastada la TR tendremos:

• LTR

= PTR

/2• L

TR = 30.23*/2 = 15.115*

Conclusión

Como LTR

» LSOP

No se cortará la TR - Problemas.

Determinación de diámetros permisibles.

Si el BOP es de 13 5/8” 5M

LPERM

= 13.625”

Cuando el diámetro esté aplastado tendremos:

LPERM = PPERM /2

PPERM = 2 * LPERM = 2 * 13.625” = 27.25”

Perímetro de un circulo es: P = Ԓ * D

DPERM = PPERM/Ԓ

DPERM= 27.25”/3.1416 = 8.67”

Conclusiones:

Un BOP de 13 5/8” con RAMS de corte.

SOLO cortará diámetros < a 8.67”.

Un BOP de 11” con RAMS de corte.

SOLO cortará diámetros < a 7”.

D L

12.5.6. Empaquetadura de preventores(Elastómeros)

La empaquetadura o partes elásticas de lospreventores deberá identicarse por el tipo decaucho, composición, proceso de fabricaciónempleado, grado de dureza, etcétera.

Las características anteriores determinan eluso más apropiado para cada tipo.

Las partes elastoméricas deben ser marcadasal moldearse para identicar el tipo de caucho,rango de dureza, número de parte y código em-pleado. El sistema de código de identicaciónestá compuesto por tres partes:

a). Dureza

b). Código APIc). Número de parte del fabricante

Ejemplo:

Esta marca designa una parte o componente

que tiene un rango en la escala de la dure-za de 70 -75, fabricado de epiclorohidrina ycon número del fabricante de 400. Los diver-sos fabricantes de los productos elastoméricosrecomiendan el uso más apropiado para cadatipo de empaque.Toda empaquetadura de caucho requiere ser

a 70 400 cCO

b

12.5.5. Corte de tubería con “Rams de corte “(geométricamente)




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inspeccionada antes de usarse; para ello, los

fabricantes recomiendan realizar las pruebassiguientes:

Doble, estire y comprima la pieza. Observe si enel área de esfuerzos existen grietas o suras, par-ticularmente en las esquinas; de ser así, elimínelasy cámbiela por otra en condiciones adecuadas.

Si la pieza es de tamaño muy grande, corte unatira en un área no crítica y efectúele la prueba.

Ejemplo: corte una tira de caucho entre los seg-

mentos de un elemento sellante del preventoranular, para realizar el ensayo mencionado.

Cuando la empaquetadura de caucho se expo-ne a la intemperie ocasiona que la superciese observe polvorienta y en mal estado apa-rente, por lo que también deberá efectuarse laprueba anterior. También, las condiciones dealmacenamiento determinan la duración de loselementos de caucho.

Tabla 8. Guía para la selección de los códigos de los elementos sellantes.

Tabla 9. Guía para el almacenamiento de empaquetaduras de caucho en general.

Tipo de elastomeroRango de

durezaCódigo API Aplicación típica de servicio

Epiclorohidrina 70-75 COFluidos de perforación base agua y bajas

temperaturas.

Caucho natural 67-75 NRFluido de perforación base agua, contaminación con

H2S y temperaturas bajas y medias.

Neopreno 70-78 CRFluido de perforación base aceite y agua,

contaminación con H2S y temperaturas normal y altas.

Nitrilo 70-82 NBRFluidos de perforación base aceite, contaminación con

H2S y temperaturas: normal y altas.

CondiciónCalidad de almacenamiento

Buena Normal Defciente

Temperatura Hasta 80oF Hasta 120oF Mas de 120oF

EsfuerzosCompartimientos

separados para cadapieza sin apilar.

Piezas apiladas en grupospequeños, sin comprimirlas enlas cajas ni en estantes, piezaspequeñas puestas en cajas de

poca altura.

Piezas almacenadascomprimidas, estiradas,

dobladas o plegadas, anillosen “O” colgados en clavijas.

Medio ambienteProteger de la luz y del

contacto con el aire.

Bajo techo lejos de ventanas yequipo eléctrico que produzca

chispas.

A rayo de sol o con luz fuerte,cerca de motores eléctricos,

maquinas de soldadura conarco, etcétera.

Contacto conliquidos

Secas SecasPosibilidad de que se mojencon aceite, solventes, agua,

ácidos, etcétera.

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12.6 Tipos de carretes y partes de repuestos necesarios en el equipo

Tabla 10. Tiempo de conservación de empaquetadura de caucho en general, dependiendo de lacalidad de almacenamiento.

Fig. 39. Algunos tipos de empaquetaduras.

Fig. 40. Diferentes tipos de carrete de trabajo.

Tipo de cauchoCalidad de almacenamiento

Buena Normal Defciente

Epiclorohidrina 6-8 años 4-6 añosDistorsión permanente si los artículos se almacenan

bajo esfuerzo.

Neopreno 3-5 años 2-4 añosDistorsión permanente si los artículos se almacenan

bajo esfuerzo.

Nitrilo 2-4 años 1-3 añosEn menos de una semana se puede agrietar a

causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites ydisolventes afectan muy adversamente.

Natural 2-4 años 1-3 añosEn menos de una semana se puede agrietar a

causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites ydisolventes afectan muy adversamente.




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Carrete de perforación (o de trabajo)

Las líneas de matar y estrangular pueden serconectadas ya sea a las salidas laterales de los

preventores o a las salidas de los carretes deperforación, instaladas abajo al menos de unode los preventores.

Al utilizar las salidas de los preventores de arie-tes se reduce el número de conexiones en elconjunto de preventores y sobre todo la altu-ra del conjunto. También al usar un carrete deperforación proporciona las salidas para co-nectar las líneas de matar y estrangular y per-mite espacio adicional entre preventores para

facilitar las operaciones de stripping, colgadode la sarta y operaciones de corte de tubería.

Los carretes de perforación requieren de lassiguientes características:

• Para arreglos de 3K y 5K deben tener dossalidas no menores de 2 pg de diámetronominal y tener enlaces de bridas, con bir-los o del tipo grampa. Para 10k, 15k y 20k

deben tener dos salidas, de 3 pg de diá-metro nominal como mínimo y ser del tipode brida con birlos.

• Tener un diámetro de paso vertical igual aldiámetro interior que tengan los preven-tores e igual al máximo agujero de la partesuperior de la TR. o cabezal de tuberías deproducción.

• Tener un rango de presión de trabajo igualal del conjunto de preventores de arietesinstalado. Nota. Para operaciones de per-

foración, las salidas de los cabezales no sedeben emplear como conexiones para laslíneas de matar y estrangular.

Carrete adaptador

El carrete adaptador se utiliza para conectar

una brida de diferente diámetro y rango depresión de trabajo en un conjunto de preven-tores o conexiones superciales de control.

Deberá ser del mismo diámetro de paso y pre-sión de trabajo de las bridas a conectar.

Carrete espaciador. El carrete espaciador seutiliza en la instalación de un conjunto de pre-ventores en las primeras etapas con la nali-dad de que el primer preventor quede fueradel contrapozo para facilitar el cambio de losarietes o algún otro componente que sea ne-cesario, deberá ser del mismo diámetro depaso y presión de trabajo del cabezal y con-

junto de preventores de arietes instalados.

12.7 Identicación de bridas y anillos

Se puede considerar que en la mayor partede nuestro “Equipo Supercial de Control” susenlaces de accesorios y complementos delmismo, son a base de conexiones bridadas;por lo tanto, se debe tener hermeticidad en lamisma para evitar posibles fugas durante su

uso con presión.

Nomenclatura

A = Diámetro o tamaño de la brida.B = Diámetro entre tornillo y tornillo.C = Diámetro de la pista.

A

B

CE

DI

Fig. 41. Nomenclatura de la brida.

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Anillos.Los anillos están diseñados para realizar un

sello metal-metal, y son chapeados con unapelícula de cadmio de 0.0051 a 0.0127 mm deacuerdo a las especicaciones API. Los anillosdeben marcarse por el fabricante en la caraexterior, con los siguientes datos:

• Marca o nombre del fabricante.• Monograma API.• Tipo y número de anillo.• Material del anillo.

Los anillos de bajo carbón y dureza 120 Bri-nell se utilizan en pozos donde los uidoscontienen poco bióxido de carbono (CO

2) o

ácido sulfhídrico (H2S), y los aceros inoxida-

bles se recomiendan para pozos con grandescantidades de bióxido de carbono o ácidosulfhídrico.

12.7.1. Birlos, espárragos y tuercas

Los birlos, espárragos y tuercas usados en co-nexiones tipo brida 6B y 6BX, deben cumplircon las especicaciones siguientes:

La calidad y resistencia de los materiales delos birlos o espárragos no deberán ser meno-res a las establecidas para el grado B-7; espe-cicación ASTM A-193, relativa a los materia-les de aleación de acero para servicios de altatemperatura (o comparables a las establecidaspor el grado BC, especicación ASTM A-354,

aplicables para aleación de acero templado).

La calidad y resistencia de los materialesde las tuercas, no deben ser menores quelas requeridas en las especicaciones ASTMA-194, referente al carbono y aleación deacero para servicios de alta presión y tempe-

Tabla 11. Datos principales de una brida API.

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ratura. Esta especicación establece el grado1 para bridas 6B y grado 2H para bridas 6BX.

Asimismo, la norma NACE MR-01-75 establece

los requerimientos para la resistencia al ácidosulfhídrico, esfuerzo de ruptura, composiciónquímica, tratamiento térmico y dureza del ace-ro para birlos, espárragos y tuercas.

La siguiente tabla contiene la altura de aristasde birlos o espárragos de acuerdo a su diáme-tro para bridas 6B y 6BX, la altura de cada aris-ta no debe exceder los valores proporcionadosde la tabla.El diseño y el material para estos elementos,

deben de cumplir los requisitos del ASTM (So-ciedad Americana de Prueba de Materiales).

Para el efectivo apriete de los espárragos, apli-

car las recomendaciones del API 6-A, tambiénse recomienda la limpieza y lubricación de losmismos; para que, el apriete no sea menor alrecomendado.Recomendación del orden de apriete

A continuación se presenta el orden recomen-

dado para realizar el apriete de los espárragosen conexiones bridadas.

Especicaciones API-6A para bridas 6B

Las conexiones más usuales en el sistema decontrol supercial, son las bridas con juntas deanillo metálico.

Existen básicamente dos tipos:

El tipo 6B que corresponde al rango de pre-sión de trabajo de 2000, 3000 y 5000 Ib/pg2.Las bridas están diseñadas para efectuar unsellado entre las dos caras de cualquier com-

ponente de las conexiones superciales. Estesellado se realiza por medio de un anillo “R” o“RX” de tal forma que no haya contacto entrelas caras.

El apriete de los birlos es directamente sobreel anillo metálico. Dado que la ranura o pis-ta para el anillo esta empotrada en la brida,la cara de la brida es plana. Se pueden efec-tuar cambios o combinaciones de bridas con

dimensiones iguales, hechas por fabricantesacreditados por API.

Los anillos tipo R son de forma ovalada y octa-gonal, pero el anillo ovalado tiene la limitantede usarse solo en la ranura de la brida de igualforma.

Debido a que las bridas tipo 6B están separa-das por el anillo, la carga de los birlos trabajatotalmente en el ancho del anillo.

El mecanismo de sello consiste en empacar es-tos anillos en las ranuras o pistas de las bridas;la ligera deformación del anillo en la ranura opista ocasiona una presión de contacto entreanillo y brida, efectuando el contacto metal ametal.

Tabla 12. Altura de arista de espárragos o birlos.

ALTURA DE ARISTAS

Fig. 42. Altura de aristas.

Diámetro del birlo oespárrago en pg

Máxima altura de las aristasen pg

1/2 A 7/8 1/8Más de 7/8 a 1 1/8 3/16

Más de 1 1/8 a 1 5/8 1/4Más de 1 5/8 a 1 7/8 5/16Más de 1 7/8 a 2 1/4 3/8




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Tabla 13. Especicaciones requeridas por API 6-A para espárragos y tuercas de las bridas enservicio normal.

Los birlos que se usan para sellar los anillosrealizan doble trabajo, sostienen la presión in-terna y mantiene comprimido el anillo. Cuan-do se incrementa la presión interna, el anilloefectúa una exión en la ranura o pista, y porconsiguiente la tensión del birlo baja ocasio-nando una probable fuga.

El inconveniente de estos anillos es que la pre-sión interna no ayuda al sellado, por el con-trario, lo perjudica. Pueden usarse varias vecesya que no sufren deformaciones al realizar elsello.

Al igual que los anillos R, los anillos RX sopor-tan las cargas de los birlos trabajando total-mente a lo ancho del anillo. Su característica

principal es que son energizables, ya que lapresión interna activa las supercies de selloproporcionando un mejor sellado en contactometal-metal.

Cuando se aprietan las bridas, las secciones pla-nas en diámetro exterior del anillo hacen contac-to primeramente con la ranura o pista provocan-do una precarga hasta que el diámetro interiorhace contacto con la ranura o pista y se asegurauna alineación y jación, además de que las vi-

braciones no afecten el sellado del anillo.El área del anillo expuesta interiormente a lapresión provoca una energización mayor, por-que esta área es mayor a la exterior del anilloen la que se efectúa el sello. Así mismo, losanillos cuentan con un oricio de arriba haciaabajo para igualar presiones en el momento

Fig. 43. Orden de apriete en conexiones bri-dadas.

de sellar arriba y abajo del anillo. Estos puedenutilizarse varias veces ya que no sufren defor-maciones al efectuar el sello.

Los materiales usados en los anillos RX se di-señan de acuerdo con la dureza y las condi-ciones corrosivas de los uidos que van a con-tener y con el medio ambiente donde esténinstalados.

Especicaciones API 6A Para Bridas 6BX. Eltipo 6BX es para rangos de 10000 y 15000 Ib/ pg2y hasta 20000 Ib/pg2 de presión de trabajo. Este tipo de bridas se incluyen para 5000Ib/pg2 cuando se trate de tamaños de 13 5/8”

y 16”. Las bridas 6BX están diseñadas para po-der hacer contacto cara a cara en los compo-nentes de conexiones superciales. Entre ellashay un anillo metálico empacador BX.

El apriete de los birlos actúa directamente enlas caras realzadas de las bridas y, posterior-

Tipo DeBrida

Esparragos TuercasGrado Especifcación Grado Especifcación

6B B7 ASTM-A 193, ASTM-354 1 ASTM-A 194, ASTM-354

6BX B7 ASTM-A 193, ASTM-354 2H ASTM-A 194, ASTM-354

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mente sobre el anillo metálico.

De acuerdo al API-6A las bridas tipo 6B poseenasientos ranurados de fondo plano de formaoctagonal y ovalada (siendo esta última formaobsoleta). Las bridas 6B pueden usar anillos.

La brida tipo 6BX usa únicamente anillo BX. Losanillos BX y RX no son intercambiables, peroambos proveen un sello de presión energizado.

La característica principal de los anillos consellos energizados, es evitar que el peso delconjunto de preventores y las vibraciones de-

formen los mismos anillos y aojen los birlosde las bridas. No debe usarse caucho, teón uotro material elástico para recubrir los anillos.

Anillos BX. Este tipo de anillos se usa en bri-das 6BX. Soportan parcialmente la carga delos birlos y, la mayor parte, la soportan lascaras de las bridas evitando el daño al anillopor cargas axiales o movimiento de las co-nexiones superciales durante las etapas deperforación. Una característica del anillo BXes que es energizable debido a que la pre-sión interna activa la supercie de sello pro-porcionando un sello mayor al efectuarse un

Tabla 14. Apriete recomendado para espárragos.

Diámetro PG Hilos por PG Apriete, LBS X PIE1/2 13 UNC* 595/8 11 UNC 113

3/4 10 UNC 1967/8 9 UN** 3131 8 UN 474

1 1/8 8 UN 6861 1/4 8 UN 9531 3/8 8 UN 12811 1/2 8 UN 16761 5/8 8 UN 21461 7/8 8 UN 3331

2 8 UN 40602 1/4 8 UN 5821

2 1/2 8 UN 80282 5/8 8 UN 93142 3/4 8 UN 10731

3 8 UN 139823 ¼ 8 UN 178303 ¾ 8 UN 27519

3 7/8 8 UN 303934 8 UN 33461

4 1/2 8 UN 477904 3/4 8 UN 56289

* Nacional Unicada Gruesa (UNIFIED NATIONAL COARSE)

** Nacional Unicada (UNIFIED NATIONAL)




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4



Exterior Interior

Fig. 44. Anillos de presión API tipo “R”.

Fig. 45- Anillo energizable tipo RX.

Fig. 46. Ensamble de anillo “RX”.

contacto metal a metal por fricción.

Al colocar el anillo BX sobre la brida 6BX seobserva que éste queda recargado hacia el ex-terior de la ranura o pista de la brida y, en la

parte interior existe una separación entre ani-llo y ranura o pista de un 1/8”.Al apretar las bridas con el anillo BX este sefricciona contra la ranura o pista en el área ex-terior y, a su vez, provoca que el anillo se cierrey se adapte a la ranura o pista en el área inte-rior del anillo.

Este contacto se efectúa cuando las caras re-alzadas de las bridas 6BX también están encontacto. El torque en los birlos debe ser el

adecuado para que se establezca el sello me-tal a metal por fricción y, consecuentemente alsometer a presión interna la conexión, el anillose auto energiza con la presión interna. El ani-llo BX también está diseñado con un oriciovertical para asegurar la igualación de presio-nes al momento de apretar.

12.8 Válvulas de contrapresión y de seguri-dad supercial

API, en su norma API RP 53 y reglamentos in-ternacionales, establecen que los equipos de

perforación deben estar dotados de las válvu-las siguientes:

12.8.1 Válvulas de la echa

Válvula macho superior de la echa. Se instalaentre el extremo superior de esta y la unióngiratoria, debe ser de una presión de trabajoigual a la del conjunto de preventores.

Válvula inferior de la echa. Se instala entre el

extremo inferior de la echa y el sustituto deenlace, debe ser de igual presión de trabajoque la superior y pasar libremente a través delos preventores.

Las llaves que operan las válvulas deben ubi-carse en un sitio exclusivo y accesible para la

INTERIOR EXTERIOR

Fig. 47. Colocación del anillo “BX”.

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



422



Fig. 48. Ensamble de anillo “BX”.

Fig. 49. Anillo energizable API tipo BX.

Fig. 51. Válvul

Fig. 50. Posición de las válvulas de seguridaden top drive.

Fig. 51. Válvulas en la echa.

UNION GIRATORI A

CONEXI N DE LA

UNION GIRATORI A

VÁLVULA SUPERIOR

VÁLVULA INFERIOR

DE LA FLECHA

FLECHA HEXAGONAL

DE LA FLECHA

SUSTITUTO DE LAFLECHA

SUSTITUTO DE LA

UNION GIRATORI A

UNION GIRATORI A

CONEXIÓN DE LA

UNION GIRATORI A

DE LA FLECHA

FLECHA HEXAGONAL

DE LA FLECHA

SUSTITUTO DE LAFLECHA

SUSTITUTO DE LA

UNION GIRATORI A




realización

210

HrsNivel



4



cuadrilla en el piso de perforación.

12.8.2 Válvulas de seguridad (Válvula de PIE)

La norma de seguridad No. AV-2 PEMEX (Inci-

so 13.6) señala:

En el piso de la torre o mástil se deberá teneruna válvula abierta que pueda conectarse a latubería que se tenga en uso en el pozo. Estadebe ser de un rango de presión de trabajo si-milar a la del conjunto de preventores instalado.

Estas válvulas deben ubicarse en un sitio ex-clusivo y de fácil acceso para la cuadrilla en elpiso de perforación. Para el caso de los lastra-

barrenas se pueden utilizar combinaciones enla parte inferior de las válvulas.

Se debe tener cuidado de no utilizar taponesde levante u otros accesorios en la parte su-perior de la válvula, ya que restringe el pasodel uido, dicultando su instalación cuando

se tiene ujo por la tubería de perforación. Esaconsejable en tal caso y para facilitar su ins-talación, colocarle una abrazadera atornilladaprovista de dos manijas, mismas que deben re-tirarse inmediatamente después de su instala-

ción, con objeto de quedar en condiciones deintroducirse al pozo.

Por otro lado, respecto a las válvulas de seguri-dad que debe haber en el piso de perforación,cuando se introduzca tubería de revestimien-to, se establece que debe haber una válvuladisponible con la conexión o conexiones apro-piadas de la rosca que tenga la tubería. Es con-veniente señalar que el cumplimiento debe sermás estricto cuando se introducen tuberías de

revestimiento de diámetro pequeño (7” o 5”)en zonas productoras.

12.8.3 Preventor interior

Se debe disponer de un preventor interior(válvula de contrapresión) para tubería de per-

Tabla 15. Especicaciones de válvulas de seguridad (hydril kellyguard).

Tamaño

nominal(pg)

Diámetro

Exterior (pg)

Diámetro

Interior (pg)

Longitud

(pg)

Llave

Hexagonal(pg) Conexión

Presión de

trabajo(psi)

3 ½ 4 ¾ 1 ¾ 20 ½ NC-38 10,000

3 ½ 5 3 / 8

2 ¼ 22 5 / 8

NC-38 10,000

3 ½ 6 1 / 8

2 ¼ 22 5 / 8

NC-46 10,000

3 ½ 6 3 / 8

2 ¼ 22 5 / 8

NC-50 10,000

4 ¼ 6 5 / 8

2 13 / 16

24 ½ 7 / 8

NC-46 10,000

4 ¼ 6 5 / 8

2 13 / 16

24 ½ 7 / 8

NC-50 10,000

4 ¼ 7 ¾ 2 13 / 16

24 ½ 7 / 8

6 5/8 IZQ. 10,000

5 ¼ 7 3 / 8 3 1 / 16 24 ½ 7 / 8 NC-50 10,000

5 ¼ 7 ¾ 3 1 / 16

24 ½ 7 / 8

6 5 / 8 IZQ. 10,000

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



424



foración por cada tipo de rosca que se tengaen la sarta y del mismo rango de presión detrabajo del conjunto de preventores.

Para este caso, será suciente con una válvulade este tipo por cada rosca de la tubería deperforación en uso, siempre y cuando todaslas válvulas de seguridad tengan en la partesuperior, una conexión similar a la de la tube-ría; ya que al presentarse un brote pueda ins-talarse en la tubería de perforación, ya sea la

válvula de seguridad o el preventor interior.

Sin embargo debe comprenderse que si exis-te ujo a través de la tubería, sería muy difícilinstalar el preventor interior por la restricciónque ésta herramienta presenta en su diámetrointerno. Al presentarse un brote con la tuberíamuy supercial, es posible introducir con pre-sión más tubería a través del preventor anular.

Un preventor interior de la sarta de perfora-

ción es la válvula otadora o válvula check condardo de caída interna; este tipo de válvulasdeben estar disponibles cuando se efectuastripping en el pozo. La válvula o niple de per-l debe estar equipada para enroscarse dentrode cualquier miembro de la sarta de perfora-ción en uso.

12.8.4 Válvula de contrapresión.

La válvula de Contrapresión se instala normal-mente en la parte inferior de la sarta de per-foración, entre dos lastrabarrenas o entre labarrena y el lastrabarrena, ya que la válvula deContrapresión evita el paso de uidos al inte-rior de la sarta.

Durante la introducción de la sarta de perfo-ración, debe irse llenado periódicamente el in-

terior de TP (Se recomienda cada 500 m) paraprevenir el colapso de la tubería de perforación.

Ventaja.Si al estar llevando a cabo las operaciones decontrol con unidad de alta presión y se susci-tara una fuga supercial o ruptura de la líneay no se dispusiera de este preventor, el pozopodría quedar a la deriva, y sería muy riesgo-so que una persona se acercara a la tubería y

cerrara la válvula de seguridad.

Otro tipo de preventor interior o válvula decontrapresión es la de caída o anclaje, bási-camente está constituido por la válvula de re-tención y sustituto de jación, el cual se pue-de instalar en el extremo inferior o superior

Fig. 52. Válvula de seguridad (de PIE) y sus componentes.




realización

210

HrsNivel



4



de la herramienta (aparejo de fondo).

La válvula de retención se lanza por el interiorde la tubería de perforación y se hace descenderbombeando el uido de perforación hasta lle-gar al dispositivo de jación instalado; la válvulaancla y empaca cuando se ejerce la presión del

pozo, evitando ujo de uido por el interior dela tubería de perforación.

Fig. 53. Preventor interior o válvula contrapre-sión tipo “G” charnela.

Figura 55. Preventor interior o válvula de con-trapresión tipo “F” pistón.

Fig. 54. Tipos de válvulas de contrapresión.Fig. 56. Preventor de caída o anclaje.

+.015

-0R

D D

MODEL “G” MODEL “F”

L L

= .062

3 A

= .062

30º

+.032

-0

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



426



Tabla 16. Especicaciones de preventor interior Baker tipo “G” y “F”.

Tabla 17. Dimensiones.

Sizes Tool JointTypes

1R 1F-2R 2F-3R▲ 3F▲ 3-1/2 IF 4R▲ 4F▲ 5R▲ 5F-6R▲ 6F

API Regular 2-3/8 2-7/8 3-1/2- -

4-1/25-1/2 -5-

9/16* 6-5/8* 8-5/8

Hughes Or

Reed Acme Regular 2-3/8 2-7/8 3-1/2 4-1/2 -

5-1/2 -5-

9/166-5/8 -

API Full Hole

-

2-3/8 2-7/8 3-1/2 4

-

4-1/2♦ -5-1/2 -5-

9/166-5/8♦

Reed Acme FullHole

- 3-1/2 - 4-1/2 -5-1/2 -5-

9/16Hughes AcmeStreamline

2-3/8 2-7/8 3-1/2

-

4-1/2♦ 5-1/2 -5-9/16

-Hughes Xtra Hole

-2-7/8 3-1/2 4-1/2♦ 5

-Reed Semi-internalFlush

- 3-1/2 4-1/2♦

API Internal Flush 2-3/8 2-7/8 - 3-1/2 4 4-1/2Hughes Ext Flush

Acme Type-

3-1/2 4-1/2 --

5-1/2-5-9/16

- -6-5/8

-

Hughes Ext FlushFull Hole Type - - 4-1/2 -

*Intercambiable

Tamaños disponibles en modelo “F” y modelo “G”; todos los otros están disponibles solo en modelo “F”.

El cuerpo otador en esos tamaños es mas pequeño que el ID estándar de la junta.

SizeValve

DDiameter

of Valve

R(D+1/32)

Diameter of

Recess ForValve

LLength

ofValve

T*

Diameterof Recess

for TotcoSpider

SizeValve

DDiameter

of Valve

R(D+1/32)Diameter

of RecessFor Valve

LLength

ofValve

T*

Diameterof Recess

for TotcoSpider

1R 1-21/32 1-11/16 5-7/8 1-5/16 1R 1-21/32 1-11/16 5-7/8 1-5/16

1F-2R 1-29/32 1-15/16 6-1/4 1-1/2 1F-2R 1-29/32 1-15/16 6-1/4 1-1/2

2F-3R 2-13/32 2-7/16 6-1/2 1-29/32 2F-3R 2-13/32 2-7/16 6-1/2 1-29/32

3F 2-13/16 2-27/32 10 2-7/16 3F 2-13/16 2-27/32 10 2-7/16

3-1/2IF 3-1/8 3-5/32 10 2-11/16 3-1/2IF 3-1/8 3-5/32 10 2-11/16

*Si estos diámetros son iguales o más pequeños que el ID de la junta, hacer caso omiso.




realización

210

HrsNivel



4



12.9 Estandarización y selección de arreglos de preventores (en equipos terrestres)

12.9.1 Arreglo estándar de conexiones superciales de control para perforación de pozos dedesarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



428



12.9.2 Arreglo estándar de conexiones superciales de control para perforación de pozosde desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi




realización

210

HrsNivel



4



12.9.3 Arreglo estándar de conexiones superciales de control para perforación de po-zos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar bajobalance

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



430



12.9.4 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000psi en plataformas jas y autoelevables

Elemento

Rangomínimo de

presiónde trabajo

(psi)

Tipo oCantidad

Bob esférico de 211/4”

2M

Preventor anularsencillo tipo “U” de

21 1/4”2M

Arietesanulares

Carrete de trabajode 21 1/4”

2MSalidas laterales

de 4 1/16”

Preventor anularsencillo tipo “U” de21 1/4”

2M Arietes ciegos

Brida adaptadorade 21 1/4” 2M x 20

3/4” 3M

Anillo R - 73Anillo R - 74

Válvulas mecánicas4 1/16”

3MCon bridas de 41/16” con anillo

R-37

Válvulas hidráulicas4 1/16”

3MCon bridas de 41/16” con anillo

R-37

Línear al mar de 6”

Nota: (Aplica a

lodos base aguabiodegradables)

Línea al separadorgas lodo 6”

Cabezal de 20 3/4” 3M

Válvula mecánica 2” 3M

Birlos con tuercasde 1 5/8” x 121/4”

102

Birlos con tuercasde 1 5/8” x 8”

24

Birlos con tuercasde 2” x 8”

20




realización

210

HrsNivel



4



12.9.5 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presionesmáximas de 5000 psi en plataformas jas y autoelevables

Elemento

Rangomínimo de

presiónde trabajo

(psi)

Tipo oCantidad

Bob esférico de 135/8”

5M

Preventor anulardoble tipo “U” de

13 5/8”5M

Con arietes paraTP en el bob

superior. Arietesciegos de corte

en el bob inferior.

Carrete de trabajode 13 5/8” 5M

Con 2 salidas

laterales de 31/8”


13 5/8”5M Arietes para TP

Válvulas mecánicasde 3 1/8”

5M(3) Válvulas conbridas de 3 1/8”con anillo R-35

Válvulas hidráulicas3 1/8” 5M con bridasde 3 1/8” con anillos

R-35

5M(1) Válvula conbridas de 3 1/8”con anillos R-35

Anillo BX-160 5

Línea de matar tubovertical 3 1/2”

5M

Cruceta de 10M 10M

(2) Crucetas concuatro salidaspara brida de 3

1/8” 5M

Línea de matar Para conectar aunidad de alta

Línea de estrangular

Cabezal compactode 13 5/8” 5M x 9

5/8” 5M x 7 1/16” 5M5M


Válvula mecánica 29/16”

5M 4

Válvula mecánica 29/16”

3M 2

Brida adapter 3 1/8” 5M x 3 1/16” 10M 01

Brida adapter 13 5/8” 5M x 13 5/8” 10M 01Birlos con tuercas de 1 7/8” x 17 3/4” 60

Birlos con tuercas de 1 7/8” x 8 1/2” 20

Birlos con tuercas de 2” x 8 1/2” 16

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



432



12.9.6 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000psi en plataformas jas y autoelevables para perforar casquete de gas, bajo balance y conujo controlado

Elemento

Rango

mínimo depresiónde trabajo

(psi)

Tipo oCantidad

Preventor rotatorio 5MCon salida y

válvula lateral de7 1/16”

Bop esférico de 135/8” 5M


13 5/8”5M

Con arietes paraTP en el bop


en el Bop inferior.

Carrete de trabajode 13 5/8” 5M Con dos salidaslaterales de 3

1/8”



Válvulas mecánicasde 3 1/8” 5M

3 Válvulas conbridas de 3 1/8”con anillo R-35

Válvulas hidráulicasde 3 1/8” con bridasde 3 1/8” con anillos

R-35

5MUna válvula conbridas de 3 1/8”con anillos R-35

Válvulas check de3 1/8” 5M

2 válvulas con

bridas de 3 1/8”con anillos R-35

Anillo BX - 160 5

Línea de matar tubovertical 3 1/2” 5M

Cruceta 10M

Dos crucetas concuatro salidaspara brida de 3

1/8” 5M



Cabezal compactode 13 5/8” 5M x 9

5/8” 5M x 7 1/16” 5M5M


Válvula mecánica 29/16” 5M 4


Cuando la TR de 9 5/8” o 7” sonliners:

1.- Para la 4a etapa solo se agre-ga ua brida adaptadora de 1” 10M,además de instalar cabezal de 135/8” 10M x 11” 10M.2.- Para la 5a etapa, además de ins-talar el cabezal 11” 10M x 7 1/16”10M x 13 5/8” 10M y se aprovechael msimo arreglo de preventores.




realización

210

HrsNivel



4



12.9.7 Arreglo para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10000psi en plataformas jas y autoelevables para perforar casquete de gas

Elemento

Rangomínimo de

presiónde trabajo

(psi)

Tipo oCantidad

Preventor rotatorio 5M

Bop esférico de 135/8” 5M


13 5/8”10M

Con arietes paraTP en el bop


en el Bop inferior.


Con dos salidaslaterales de 3

1/16”



Válvulas mecánicasde 3 1/8” 5M

Con bridas de 31/16” con anillo

BX - 154

Válvulas hidráulicasde 3 1/8” 5M

Con bridas de 31/16” con anillo

BX - 154

Válvulas check de3 1/8” 10M

2 válvulas conbridas de 3 1/16”

con anillos BX- 154

Anillo BX - 160 5Línea de matar tubo

vertical 3 1/2”

Cruceta 10MCon 4 salidas

para brida de 31/16”










Birlos con tuercas de 2” x 8 1/2” 16

Nota:Este arreglo también se utiliza parareparación de pozos, se cambia:I).- Los rams del preventor sencilloa ciegos de corte, yII).- En el preventor inferior deldoble se colocan rams anularesvariables.

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



434



12.9.8 Arreglo para pozos exploratorios de alta presión terrestres

Preventor esférico20 3/4” 3M o 21 1/4” 2M

(Si lleva BOP de 21 1/4” se requierede una brida adaptadora de

20 3/4” 3M a 21 1/4” 2M)

Preventor doble 20 3/4” 3MAriete superior 5” o 4 1/2”

Ariete inferior ciego

Carrete control20 3/4” 3M, con salidaslaterales de 4 1/8” 3M y

(3) Válvulas mec. de 4 1/8” 3M(1) Válvula hca. de 4 1/8” 3M

Preventor sencillo 20 3/4” 3MAriete 5” o 4 1/2”

Carrete espaciador 20 3/4” 3M

Cabezal soldable20 3/4” 3M con

Válvulas mecánicas2 1/16” 3M

TR de 20”

MÚLTIPLE DEESTRANGULACIÓN




realización

210

HrsNivel



4



12.9.9 Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi para yacimientos de gas en forma-ciones de terciario

Cabeza rotatoria

Preventor esférico16 3/4” 5M



Carrete espaciador

16 3/4” 5MCarrete de control

16 3/4” 5M, con salidaslaterales de 4 1/8” 3M y



Carrete cabezal20 3/4” 3M x 16 3/4” 5M

Cabezal soldable

20 3/4” 3M conVálvulas mecánicas2 1/16” 3M

TR de 20”TR de 16”

TR de 11 7/8”


Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



436



12.9.10 Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, cabezal soldable 16 ¾” 3000 psi

Cabeza rotatoria




Carrete de control 16 3/4” 5M,

con salidas laterales de 4 1/8” 3M y(3) Válvulas mec. de 4 1/8” 3M(1) Válvula hca. de 4 1/8” 3M




TR de 16”

TR de 11 7/8”, 11 3/4”o 10 3/4”





realización

210

HrsNivel



4



12.9.11 Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, cabezal soldable 20 ¾” 3000 psi




Carrete de control 16 3/4” 5M,con salidas laterales de 4 1/8” 3M y






TR de 20”

TR de 16”TR de 11 7/8”, 11 3/4”o 10 3/4”


Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



438



12.9.12 Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi para yacimientos de gas en forma-ciones de terciario

Preventor rotatorio (Rbop)




Carrete de control 16 3/4” 5M,con salidas laterales de 4 1/8” 3M y(3) Válvulas mec. de 4 1/8” 3M(1) Válvula hca. de 4 1/8” 3M





TR de 20”TR de 16”

TR de 11 7/8”, 11 3/4”o 10 3/4”




realización

210

HrsNivel



4



12.9.13 Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5000 psi (cabezal compacto) preventores13 5/8” 5M


Preventor doble 13 5/8” 5MAriete superior ciego

Ariete inferior 5” o 4 1/2”

Carrete de control 13 5/8” 5M,Válvulas laterales

(3) mec. de 3 1/8” 5M(1) hca. de 3 1/8” 5M


Cabezal compacto de20 3/4” 3M x 13 5/8” 5M x 9 5/8” 5M

x 7 1/16” 5M

Cabezal soldable20 3/4” con


TR de 20”TR de 13 3/8”

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



440



12.89

16.90

1.30

0.95

0.66

1.10

Preventor sencillocameron 21 1/4” - 2M

Preventor sencillocameron 21 1/4” - 2M

Piso rotaria

Campana

Anillo R 73

Hydrill MSP 21 1/4” - 2M

Anillo R-73

Anillo R-73

Anillo R-73

Anillo R-74

TR 20”

TR 30”

AnilloR-73


Arietes ciegostipo “U”

Birlos de15/8” x 1 21/4”

Línea alseparador Gas-lodo

Arietes

de 5”Tipo u

Brida adaptadora

20 3/4” 3M x 21 1/4” 2MCabezal soldable FIP

20 3/4” - 3M

Nota:Si la TR de 20” esta a mas de 700 m, instalar otro preventor sencillo conarietes anulares con el arreglo convencional.

12.9.14 Arreglo de conexiones superciales de control para perforación de pozos de de-sarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas jas y autoelevables




realización

210

HrsNivel



4



12.10 Arreglos de arietes para introducir TR.

Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



442






realización

210

HrsNivel



4



Unid

ad

deNegocio

dePerforación




realización

210

HrsNivel



444





2 pg.• En lugares donde la temperatura baja a 0

°C deben tomarse las consideraciones ne-cesarias para evitar el obturamiento por

congelamiento.• Debe disponerse de manómetros que re-gistren la presión en las tuberías de per-foración y de revestimiento, en el lugardonde se esté llevando el mando de lasoperaciones de control.

• No deben tener restricciones en el diámetrointerior, con el objeto de evitar altas caídasde presión y desgaste por abrasividad.

• Debe haber más de una línea de descar-ga del estrangulador, con el objeto de no

suspender la operación por obturamiento,erosión, fugas, etc.

• Debe haber una línea de desfogue que nopase a través de los estranguladores ajus-tables y tenga un diámetro menor al de lalínea de estrangulación.

• El múltiple debe instalarse en un sitio acce-sible y fuera de la subestructura del equi-po. También permite desfogar altos gastosde uidos del pozo, evitando represiones

en la tubería de revestimiento a pozo ce-rrado.• Debe instalarse doble válvula antes de

cada estrangulador ajustable (para rangosde presión de trabajo superiores a 3000 Ib/ pg²).

• Como mínimo, debe estar instalado perma-nentemente un estrangulador hidráulicooperando a control remoto y dos estran-guladores ajustables manuales en localiza-ciones lacustres, terrestres y marinas.

• En todos los equipos debe instalarse unestrangulador ajustable hidráulico adicio-nal y consola de control remoto

Algunas ocasiones, aunque no se muestran enlas guras de los múltiples de estrangulacióntípicos, se instalan cámaras de amortiguación

después del conjunto de estranguladores (comoes el caso de las torres de perforación de la Re-gión Marina), con el propósito de conectar líneasde descarga. Al utilizarlos, deberá preverse po-

der aislarlos en caso de un mal funcionamiento,para no interrumpir el control del ujo. La líneay el múltiple de estrangulación deben estar con-trolados exclusivamente por la válvula hidráulicay estar dispuestos para que se desfogue por unode los estranguladores hacia la presa o el sepa-rador gas-lodo.

En caso de no disponer de válvula hidráulicaen la línea de estrangulación, el control delmúltiple se hará con una sola válvula, prefe-

rentemente del múltiple de estrangulación, yaque, aunque está retirado, es más fácil y me-nos riesgoso el acceso. Deben efectuarse ins-pecciones físicas a la línea y al múltiple, con elobjeto de vericar que estén correctamenteancladas tanto la línea que conecta el múl-tiple como todas las líneas de descarga, asícomo de algunos otros daños físicos que sepudieran presentar.

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12.11.2 Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación yreparación terrestre 5000 psi ( con cámara de expansión)




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12.11.3 Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación yreparación terrestre 10,000 psi. (con cámara de expansión)

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12.11.4 Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación yreparación terrestre 15,000 psi (con cámara de expansión)




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4



12.11.5 Condiciones de las válvulas abiertas/cerradas en el ensamble de estrangulaciónde 5, 000,10,000 y 15,000 psi, terrestre. ( sin cámara de expansión)

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12.11.6 Arreglo para perforación, terminación y mantenimiento en plataformas jas yautoelevables de 5000 PSI *

CHECK

1

2

3

4

5

6

7

8

910

11

12 13

Flujo hacia el

quemador

ÁRBOL DEESTRANGULACIÓN

Todas las válvulas “Rojas”son de 3” 1/8 5000 psiy válvulas “Azules”3” 1/8 3000M

1 Línea de estrangulación.2 Línea de control (opcional)

3 Línea del tubo vertical (Stand pipe)

4 Linea de desfogue al quemador

5 Manometro

6 Cruz de flujo

7 Carrete espaciador

8 Estrangulador hidráulico

9 Brida

10 Válvula de compuerta

11 Camara de amortiguación

12 Estrangulador manual


Flujo hacia lastemblorinas Flujo hacia el

separadorgas - lodo

Haciamanometrostand pipe

Proviene del carrete de control

* Arreglo nominal, varia de acuerdo al tipo de plataforma.




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12.11.7 Arreglo para perforación, terminación y mantenimiento en plataformas jas yautoelevables de 10000 PSI *

CHECK

1

2

3

6

10

11

5

7

8

9

12 13

Flujo hacia elquemador

Proviene dela unidad

de alta

Todas las válvulas “Rojas”son de 3” 1/16 10000 psiy válvulas “Azules”3” 1/8 5000M

1 Línea de estrangulación

2 Línea de control (opcional)

3 Línea del tubo vertical (Stand pipe)

4 Linea de desfogue al quemador

5 Manometro

6 Cruz de flujo

7 Carrete espaciador

8 Estrangulador hidráulico

9 Brida

10 Válvula de compuerta

11 Camara de amortiguación



Flujo hacia lastemblorinas Flujo hacia el

separadorgas - lodo

Haciamanometrostand pipe

Proviene del carrete de control

* Arreglo nominal, varia de acuerdo al tipo de plataforma.

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12.11.8 Normas y reglamentos

NORMAS DE SEGURIDAD No. AV-2 PEMEX(INCISO 13)

13.1 Las líneas de operación de los preventorescontra ujo imprevisto y la instalación en ge-neral deberán ser de materiales y conexionesapropiadas para la presión a que sean someti-das y se deberán encontrar convenientementeancladas y en perfectas condiciones.13.2 Los preventores de conexión hidráulicadeberán tener un sistema instalado de opera-ción mecánica.13.3 El acceso al sistema de control manual

deberá mantenerse siempre despejado.13.4 Las válvulas del control de los prevento-res deberán tener letreros de identicación enespañol y que indiquen como se deben operar.13.5 La tubería del cabezal o manifold de es-trangulamiento deberá contener el mínimoposible de cambios de dirección y deberá que-dar instalado directamente a los cabezales delpozo.13.6 En el piso de la torre o mástil se deberá

tener una válvula abierta que pueda conectar-se a la tubería que se tenga en uso en el pozo.13.7 Inmediatamente después de que se ins-tale un preventor deberá probarse a presiónéste, sus líneas y conexiones.13.8 Todo el personal del equipo deberá estarconvenientemente familiarizado con la opera-ción de los preventores.13.9 Las áreas circundantes a los preventoresy sus controles deberán estar siempre despe- jadas.

13.10 En condiciones normales antes de accio-nar los preventores, deberá comprobarse queninguna persona se encuentre tan cerca deellos que pueda ser alcanzada por las partesen movimiento.13.11 El funcionamiento de todo preventorinstalado deberá comprobarse por lo menos

después de cada corrida de tubería o cada 24horas. Los del tipo esférico deberán probarsecerrando sobre tubería para evitar daño al ele-mento sellante.

13.12 Antes de colocar los preventores que sevayan a instalar se verá que el anillo metálicodel empaque sea el especicado y se coloqueen la ranura que se tiene especialmente paraél.13.13 Antes de retirar los estrobos con que sesuspendió el preventor deberán colocarse porlo menos dos espárragos con sus tuercas enoricios opuestos de la brida.13.14 Los preventores deberán probarse a pre-sión después de cada reparación.

13.15 Antes de abrir un preventor que se hayacerrado bajo presión, esta deberá purgarse porla línea de estrangulación. Durante la aperturadel preventor, el personal deberá retirarse dela mesa rotaria.13.16 Cuando se cambie el preventor o se cam-bie la medida de la tubería que se va a usar,el perforador o encargado del equipo, debeasegurarse que los arietes sean de la medidacorrecta.

13.17 Durante las operaciones de línea o decable, no deberán operarse las válvulas decontrol de los preventores.13.18 Deberá instalarse un control remotopara operación del preventor al alcance delperforador ó encargado del equipo.13.19 Todas las líneas de operación de los pre-ventores, deberán estar protegidas de tal ma-nera que no sean dañadas por vehículos.13.20 Las líneas de operar los preventores, de-berán conectarse precisamente en la posición

de abrir o cerrar, y vericarse invariablemente.

12.12 Tipos y operación de estranguladores

Los estranguladores ajustables son acceso-rios diseñados para restringir el paso de losuidos en las operaciones de control, gene-




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Estos tipos de estranguladores son usados fre-cuentemente en las operaciones de control.

Estrangulador hidráulico

Su diseño consta de entrada y salida bridadas.En función a su rango de trabajo, es instala-do en el múltiple de estrangulación y se operapor medio de una consola de control remoto.

Algunas ventajas adicionales en comparacióncon un estrangulador ajustable manual son:

• Su velocidad para abrirlo o cerrarlo y lasopciones del diámetro de su oricio.

• Cuando se obstruye por pedacerías de

hule, formación, erro, etc., se facilita suapertura hasta el diámetro máximo rápi-damente, puede cerrarse posteriormentesin suspender la operación del control.

Nomenclatura

1. Manómetros de presión de TR y TP rango0-10,000 psi

2. Actuador del estrangulador No.1 y 2 Iz-

quierda abre a la derecha cierra3. Ajuste de velocidad de apertura y cierre

del estrangulador Izquierda más rápidoderecha más lento

4. Máxima velocidad de apertura y cierre delestrangulador oprimido máxima velocidad5. Válvula de suministro de aire a la consola

de control en posición ON Abierta en po-sición OFF Cerrada

6. Manómetro de presión de aire regulada7. Indicador de apertura del estrangulador

en % referente a la escala de apertura8. Manómetro de presión hidráulica del acu-

mulador9. Bomba hidroneumática presión máxima de

operación 4,500 psi10. Regulador y lubricador de aire del suminis-

tro a la bomba hidroneumática11. Válvula de seguridad del sistema abre a

3,500 psi12. Bomba hidromecánica13. Acumulador de presión hidráulica14. Deposito de uido hidráulico15. Cilindro de N

2 para operación de la bomba

hidromecánica

Estrangulador ajustable hidráulico

Fig. 57. Estrangulador ajustable hidráulico (apertura máxima 1 9/16”).




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Estrangulador ajustable manual

Fig.58. Estrangulador ajustable manual (Apertura máxima 1 7/8”).

Mantenimiento, diseño y recomendacionesde operación

Es recomendable que la operación del estran-gulador ajustable forme parte de las pruebasde operación del conjunto de preventores des-crito anteriormente. Cada vez que se pruebeel estrangulador debe lavarse perfectamente yoperar su apertura y cierre completo, con el n

de vericar que quede libre de obstrucciones;accionado desde la consola.

Deberá vericarse continuamente la calibra-ción de los manómetros, el contador de em-boladas que señalen las lecturas correctas,que las líneas estén libres de materiales, sedi-mentos, etc.

Nunca deberá sobrestimar la importancia deentrenar constantemente al personal en el

manejo adecuado de un estrangulador ajus-table ya sea manual o hidráulico. La manerade evitar confusiones es por medio de los si-mulacros. Las cuadrillas deberán operar el es-trangulador ajustable y la consola de controlremoto, durante los procedimientos de simu-lacros y pruebas. Cuándo menos una vez cada

siete días.

Consideraciones de diseño

Al seleccionar las conexiones superciales decontrol del pozo, se deben considerar facto-res tales como las presiones de la formacióny en la supercie, métodos de control de po-zos que serán empleados, situación ambiental

del pozo, corrosividad, volúmenes, toxicidady abrasividad de los uidos esperados, comolo especican las prácticas recomendadasAPIRP53.

La estandarización y aceptación de los múlti-ples de estrangulación están reglamentadospor la Norma API 16C y por las prácticas reco-mendadas API RP-53. El diseño del múltiple deestrangulación debe considerar varios factoresque deberán tenerse en cuenta, siendo estos:

• Primero se debe establecer la presión detrabajo que al igual que el arreglo de pre-ventores, estará en función de la presiónmáxima supercial que se espera manejar,así como de las presiones anticipadas dela formación.

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• El o los métodos de control del pozo a usarpara incluir el equipo necesario.

• El entorno ecológico que rodea al pozo.• La composición, abrasividad y toxicidad

de los uidos congénitos y el volumen pormanejar.

Líneas de matar

La línea de matar es una de las partes inte-grales del sistema de control supercial, re-querido para llevar a cabo las operaciones decontrol de pozos, cuando el método normalde control (a través de la echa o directamentepor la tubería) no puede ser empleado.

La línea de matar conecta las bombas de Iododel equipo, con una de las salidas laterales delcarrete de control o de los preventores. La co-nexión de la línea de matar al arreglo de pre-ventores, dependerá de la conguración par-cial que tengan, pero debe localizarse de talmanera que se pueda bombear uido debajode un preventor de arietes, que posiblementesea el que se cierre.

Sólo en caso de extrema urgencia, la línea dematar podrá conectarse a las salidas lateralesdel cabezal o carrete de TR o debajo de unpreventor de arietes para tubería que se en-cuentre más abajo en el arreglo.

Para rangos de presión de trabajo mayores de5000 Ib/pg2 (352 kg/cm2), se instalará una lí-nea de matar remota (a una distancia consi-derable) para permitir el uso de una bomba

de alta presión, si las bombas del equipo sevuelven inaccesibles o inoperantes. El sitio de-berá seleccionarse para máxima seguridad ycon suciente acceso. Normalmente esta línease encuentra unida a la línea de matar, cercadel arreglo de preventores, y se extiende has-ta un sitio adecuado donde pueda instalarse

un patín con la bomba auxiliar (Unidad de altapresión).

12.13 Desgasicador de lodo y separador

gas/lodo

Este accesorio está instalado en el área de pre-sas, de tal manera que pueda eliminar el gasdel lodo contaminado que sale directamentede múltiple de estrangulación para evitar queel lodo cortado con gas se circule nuevamenteal interior del pozo.

Hay un sistema de desgasicador que funcio-na para eliminar el gas mediante una cámara

de vacío presurizada. Existe otro tipo, de siste-ma de bomba que funciona por medio de unrociado centrífugo (Fig. 48).

Ventajas que ofrece los desgasicadores devacío:

A. Remueven y eliminan el gas o aire del lodoen un alto porcentaje.

B. Facilita determinar la densidad efectiva en

el lodo.C. Permite un control adecuado de altas vis-cosidades y fuerzas gelatinosas presentesen un lodo cortado por gas.

D. Ayuda a restablecer las condiciones origi-nales el uido de perforación

E. Mejoran y mantienen la eciencia de lasbombas de lodo, cuando el uido es suc-cionado está totalmente desgasicado.

Para su mantenimiento, una vez utilizado en

un control de brote, deberá lavarse con aguapara remover los sólidos y sedimentos acumu-lados en su interior. Cuando no sea utilizado,con frecuencia conviene accionar el desgasi-cador para comprobar que se encuentra encondiciones.




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La Figura 62, muestra uno de los separadoresgas-lodo más usuales. Está constituido bási-camente por un cuerpo cilíndrico vertical pro-visto en su parte interior de un conjunto de

placas deectoras distribuidas en espiral, unaválvula de desfogue de presión en el extremosuperior, una válvula check, en el extremo in-ferior y otros componentes.La corriente de la mezcla gas-lodo entra late-ralmente al separador. En el interior, la presiónde esta mezcla tiende a igualarse a la presiónatmosférica, por la separación y expansión delgas, provocada por el conjunto de placas de-ectoras que implementan la turbulencia de lamezcla.

El objeto de la válvula check, instalada en elextremo inferior del separador, es protegerlode sobre presión excesiva. La válvula superiorpermite desfogar el gas, en caso de obstruirsela línea de descarga durante las operacionesdel control.

Características de diseño

• Para el cuerpo cilíndrico de acero, se em-plean tubos con diámetros que van desde14 hasta 30 pg en algunos casos se usantubos de mayor diámetro.

• El diámetro de la entrada de la mezcla gas-lodo del separador deberá ser mayor queel diámetro mínimo que es de 4 pg parala salida del gas es recomendable que seapor lo menos de 2 pg mayor que la entra-da y que sea enviado al quemador o quedescargue a la atmósfera lo más alto po-

sible.

12.14 Conexiones superciales para desviarujo

12.14.1 Preventor rotatorio

Soporte

Válvula

Tanque desgasificador

Flecha

Topede la

presa

Impulsor

Mallaprotectora

Fig. 59. Desgasicador de lodo.

Fig. 60. Separador gas lodo.

El preventor rotatorio (RBOP) se instala sobreel conjunto de preventores convencionalespara contener presiones hasta de 1500 lb/pg²mientras el pozo se está perforando con un

uido bajo balance, tal como aire, gas o agua.

Utiliza elementos de empaque actuados hi-dráulicamente soportados en baleros de ro-dillos grandes aislados por sellos mecánicos,dentro de un recipiente a presión. Tiene unabrida lateral para conectarse a la línea de des-

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carga. La presión de aceite hidráulica actúa loselementos de empaque la cual oprime al hulecontra el kelly o tubería de perforación. Lapresión del aceite hidráulico puede ser variadaautomáticamente a medida que varía la pre-sión anular. Manteniendo una presión hidráu-lica de cierre de 200 - 300 lb/pg² arriba de lapresión del pozo, el elemento de empaque se-lla alrededor del kelly y los baleros del preven-tor rotatorio (RBOP) son enfriados y lubricadospor el aceite hidráulico usado para activar elempaque, este aceite hidráulico está retenidopor dos sellos mecánicos los cuales aíslan el

empaque rotatorio y los baleros del agujero.

El elemento de empaque interior tipo bolsaestá hecha en dos secciones, de tal maneraque una sura en la sección interna no re-sulta en una pérdida de presión de cierre, asímismo, la sección interior puede ser cam-biada sin reemplazar la sección exterior, elempaque interno abre completamente, locual elimina la necesidad de desconectar unaporción del preventor cuando se remueve la

barrena. El elemento de empaque del kellyprovee un sello positivo en cualquier super-cie a la presión de trabajo del preventor ro-tatorio. El empaque del kelly puede ser cam-biado simplemente liberando el mecanismode cierre y recuperando el empaque a travésde la mesa rotatoria.

12.14.2 Cabeza rotatoria

La cabeza o preventor rotatorio origina unsello primario entre la tubería y elemento,sellante, siendo complementado por la pre-sión diferencial del pozo.

Se encuentra en el mercado dos tipos de ca-beza rotatoria:

• Con elemento sellante sencillo.• Con elemento sellante doble. Que provee

una capacidad extra de sello, presión de

trabajo mayor, tiempo y velocidad de ro-tación mayor.

Posee una salida lateral bridada de 7 1/16”,donde se instala una válvula. Brindan rota-ción y sello que permite la perforación delpozo con presión en la cabeza.

Se instala en la parte superior del arreglo depreventores en uso, obstaculizando el pasodel uido de perforación hacia el piso y des-

viando el ujo a la línea de descarga o almúltiple de estrangulación.

Se instala una válvula de preferencia hi-dráulica o neumática de 7 1/16” en la sali-da lateral de la cabeza rotatoria para con-trolar la salida del fluido de perforación.

Figura 61. Preventor rotatorio.




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Mantenerla abierta cuando la operaciónno requiera perforar bajo balance y en

caso contrario cerrarla.

A medida que el elemento se desgasta, la pre-sión diferencial contra el elemento provee la

mayoría de la energía sellante; por lo que, elelemento desgastado por presión anular bajapodría ocasionar fugas. Ante éste problemase cambian sus elementos de sellos deterio-rados por nuevos.

Los fabricantes de cabezas y preventores ro-tatorios proporcionan las especicaciones ydatos técnicos de las mismas, a continuaciónse presenta un ejemplo de estos datos

Figura 62. Cabezas rotatorias.

Tabla 17. Especicaciones de cabeza y preventor rotatorios.

Tabla 18. Características de las cabezas y preventores rotatorios.

Presión trabajo Psis Rango Depresión (Psi)

NumeroelementosMarca Tipo Modelo Estáca Rot/Viajando Rpm

Williams Cabeza 7100 5000 2500 100 Alta Doble

Williams Cabeza 7000 3000 1500 100 Media Doble

Williams Cabeza 8000 1000 500 100 Baja Sencillo

Technocorp-Alpine Cabeza 3000-Tm 3000 2000 200 Media Doble

Grant Cabeza Rd-1 2500 3000 2500 150 Alta Doble

Rbop Preventor Rbop 1500 2000 1500/1000 100 Media Sencillo

Shafe Preventor Pcwd 5000 2000/3000 200/100 Alta Sencillo

Cabezas Preventores

Menor tiempo para cambio de elemento Elemento mas durable

Menor costo de elemento De construcción mas fuerte

Todas tienen su propia energía para operarlas Menos sensibles a centrado y alineación del tiempo

Instalación y operación fácil y rápida Mas resistentes a uidos base aceite

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12.15 Pruebas hidráulicas

12.15.1 Normatividad (API-RP 53) y reco-mendaciones para las pruebas hidráulicas

Frecuencia de las pruebas con presión

El sistema de control supercial deberá pro-barse en función de las actividades siguientes:

• Al instalar las conecciones superciales decontrol

• Antes de perforar la zapata de cada tube-ría de revestimiento.

• Antes de perforar una zona de alta presión

o de yacimiento.• Después de efectuarse cualquier repara-

ción o cambio de sello en el conjunto depreventores o en alguno de sus compo-nentes, en el que deberá probarse por lomenos la parte reparada.

Las normas citadas también establecen quedeberá probarse el sistema de control super-cial cuando menos cada 21 días, en caso de

no ocurrir ninguno de los eventos anteriores.Esto se deberá realizar con estricto apego a lanorma en los casos siguientes:

• Si el pozo es considerado exploratorio opor extensión (delimitador).

• Cuando se trate de pozos de desarrollo,localizados en áreas o campos especícoscon presiones anormales o yacimientos dealta productividad.

• Se debe tener la precaución de abrir la vál-vula en la línea de estrangulación a la línea

de desfogue, antes de abrir los arietes conobjeto de liberar cualquier presión exis-tente.

• El sistema para accionar el conjunto depreventores se vericará cada vez que seprueben éstos.

Requerimientos para pruebas con presión

Deberá circularse agua limpia en el sistema decontrol supercial, con objeto de lavar y elimi-

nar los sólidos que pudieran obturar posiblesfugas, e instalar el probador adecuado para laprueba.

• Probar el sistema de control supercial auna presión de 14 a 21 kg/cm2 (200 a 300Ib/pg2) con la nalidad de localizar posi-bles fugas en algunos de los componen-tes antes de aplicar la presión de pruebaque dañará o deteriorará más las partescon fugas.

• Los preventores de arietes se probarána su presión de trabajo, o al equivalentemáximo del 80% de la presión interna dela tubería de revestimiento de menor re-sistencia (menor grado) en que se encuen-tren instalados.

Cuando se tengan pozos depresionados, esconveniente determinar la presión promedioentre las dos presiones anteriores para ser

aplicada como presión de prueba, con objetode proteger la empaquetadura de los preven-tores y detectar posibles fugas originadas porcorrosión, abrasividad, etc.

Los arietes variables deben probarse a pre-sión, cerrándolos alrededor de cada diámetrode tubería en la sarta, de acuerdo a su rangode cierre.

• Cuando se efectúen pruebas de prevento-

res con tapon solido (ciego) es importanteabrir las válvulas laterales del cabezal antesde colocar el tapon y cerrarlas al términode las pruebas.

• El preventor anular (esférico) se probará al70% de su presión de trabajo, con objetode tener mayor duración del elemento de




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sello.• Al efectuarse las pruebas de preventores,

también deberán probarse todos y cadauno de los siguientes componentes del

sistema de control supercial de acuerdoa su rango de presión:

√ Válvulas superior e inferior de la echa (y/oTop Drive) y valvulas de pie √ Preventores interiores que se tienen en elpiso de perforación √ Válvulas del Stand pipe. √ Válvulas del múltiple de estrangulación,etc. √ Líneas Primarias, Secundarias y de matar.

***Las pruebas se efectuarán siempre en ladirección del ujo del pozo.

La prueba de cada componente se tomarácomo satisfactoria si se mantiene la presión deprueba durante un período de cinco a quinceminutos.Los resultados de las pruebas con presión, delas inspecciones físicas y de la operación del

sistema de control supercial se registraránen la bitácora del perforador. Si alguno de loscomponentes primordiales del sistema o desus controles no funciona, deben suspenderselas operaciones de perforación para reparar lafalla.

Pruebas operativas al arreglo de prevento-res y equipo auxiliar

Todo personal que labore en los equipos de

perforación debe tener los conocimientos so-bre funcionalidad y operación del sistema decontrol supercial, de acuerdo a la categoríaque desempeña. Al personal de nuevo ingresose le orientará sobre los mismos conocimien-tos antes de iniciar sus labores.

Se deben llevar a cabo las pruebas de opera-ción del conjunto de preventores y el equipoauxiliar como mínimo cada 14 días, pero enlos pozos exploratorios y cuando estén en la

etapa de perforación de la zona productora, seefectuarán como mínimo cada siete días. Laspruebas consisten en lo siguiente:

√ Instalar la válvula de seguridad en la tube-ría de perforación y el preventor interior.

• Abrir la válvula hidráulica de la línea de es-trangulación. √ Cerrar y abrir el preventor anular sobre latubería en uso.

• Operar los estranguladores ajustables ma-

nuales e hidráulicos cerrándolos y abrién-dolos √ Vericar que la consola opere correcta-mente y estén calibrados el contador deemboladas y los manómetros de presión.

• Cerrar y abrir los preventores de arietespara la tubería en uso.

• Vericar apertura y cierre de cada preven-tor del control maestro y de cada uno delos controles remotos.

√ Por la línea que conecta el tubo vertical(stand pipe) con la línea de matar, y tenien-do el preventor inferior cerrado para evitarel represionamiento del pozo, bombeeagua por cada uno de los estranguladoresajustables y hasta el quemador, con objetode vericar que no estén bloqueadas laslíneas. Cuando se use Iodo de emulsión in-versa en el sistema debe tenerse cuidadoal hacer la prueba de las líneas con aguaya que podría provocar que por descuido

contaminar el uido de perforación. En talcaso, es conveniente hacerlo con diesel,pero sin descargar al mar para no conta-minar ni desperdiciar uidos costosos enel medio marino. √ Opere el resto de los preventores para tu-bería de perforación en el diámetro co-

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rrespondiente. √ Si se usa tubería de perforación combina-da, al sacar la tubería de menor diámetroopere los arietes correspondientes.

√ El preventor ciego se operará al sacar labarrena del pozo.Al término de esta prue-ba se dejarán todas las válvulas en su po-sición original, se anotará en el reporte deperforación y se reanudará la operación.

• Nota: Es recomendable efectuar estaspruebas después de cada viaje completo.

12.15.2. Tipos y manejo de los probadores

Estas herramientas hacen posible la prueba de

los preventores desde su parte inferior, rete-niendo la presión hacia abajo del pozo, permi-tiendo manejar la presión de prueba en el sen-tido de trabajo de los preventores. Se fabricanen dos tipos:

Probador tipo colgadorEl cuerpo de este tipo de probador es de acerocon sus dimensiones externas que correspon-den a la conguración del tipo de receptáculo

Consiste de un mandril al cual se maquinan susconexiones de enlace en la parte superior e infe-rior. El elemento copa permite retener la presiónde prueba al conjunto de preventores y mane-

jarla hacia arriba. Se selecciona su capacidad deacuerdo al diámetro y peso de la tubería de re-vestimiento donde se va a asentar, (Figs. 66 y 67).Instrucciones

Fig. 64.Probadortipo copa.

Fig. 65. Copas del probador.




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Documents

Manual de capacitación del Ayudante de Perforador