Manual Perforacion Espanol

5/21/2018 Manual Perforacion Espanol

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PERFORACIN DE POZOS DE PETRLEO

CAPTULO 1.

1. TIPOS DE EQUIPOS RIG TYPES.

1.1. GENERALIDADES OVERVIEW.

Los equipos de perforacin perforan o hacen huecos en la tierra para encontrar petrleo y gas.Se emplean en tierra firme y en mar adentro. Algunos son grandes y otros son pequeos.Los equipos grandes perforan huecos muy profundos, 20000 pies (7000 metros o mas). Losequipos pequeos perforan algunos pies o metros. La gente en la industria del petrleoclasifica los equipos en 6 tipos bsicos.

a) Land o taladro para tierra firme.b) Jackup o equipo de perforacin en el mar con bases retrctiles.c) Platform o plataforma.d) Submersible o sumergible.e) Semisubmersible o semisumergible.f) Drill Ship o barco de perforacin.

1.2 EQUIPOS PARA TIERRA FIRME LAND RIGS.

Ellos perforan en tierra firme y son el tipo ms comn de equipos de perforacin.

1.3 MOVILIZACIN DE EQUIPOS EN TIERRA MOVILIZING LAND RIGS.

Los miembros de la cuadrilla pueden mover los equipos de perforacin terrestre en camiones,tractores, remolques, helicpteros, trailers, y en algunos casos bastante raros, usando equiposespecializados de aire presurizado. Los equipos pequeos y l ivianos son fciles de mover. Losequipos ultrapesados ultraheavy pueden ser muy difciles de mover.

USO DUTY PROFUNDIDAD DEPTHPies Feet Metros Meters

Liviano Light 3000 5000 1000 1500Medio Medium 4000 10000 1200 3000Pesado Heavy 12000 16000 3500 5000Ultrapesado Ultraheavy 18000 - 25000 5500 7500


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1.4 EQUIPO DE PERFORACIN EN EL MAR CON BASES RETRCTILES JACKUP RIG.

Este tipo de equipo perfora pozos en mar adentro. Tiene bases que soportan la cubierta. Elequipo es transportado remolcndolo con un barco, con sus bases retradas. Cuando se ubicasobre el sitio donde se va a perforar, las bases se liberan hasta llegar al fondo, dondedescansarn en el lecho marino.

Los equipos de bases retrctiles jack up rigs pueden perforar en aguas con profundidadesque oscilan entre algunos pocos pies o metros hasta ms de 400 pies (120 m) de agua.

1.5 MOVILIZACIN DE EQUIPOS CON BASES RETRCTILES MOVILIZING JACKUPRIGS.

Los botes mueven un equipo Jack up hasta la locacin con sus bases arriba o retradas. Unavez la cuadrilla de perforacin a sentado las bases firmemente en el fondo del ocano, ellospueden ajustar el nivel de la plataforma.

1.6 PLATAFORMAS PLATFORM RIGS.

Se trata de una estructura inmvil que opera mar adentro. Esto significa que una vezconstruida, nunca se mover del sitio donde se encuentra perforando.


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Las compaas perforan varios pozos desde la misma plataforma.Las plataformas Platform rigs pueden ser plataformas asistidas por un barco tender assistedrigs.

El barco de suministros flota cerca de la estructura rgida de la plataforma, la cual est fijafirmemente al fondo del ocano. Muchas plataformas no tienen un barco que las asista, puesson tan grandes que son autosuficientes. Las grandes plataformas incluyen:

1. Plataformas con cubierta de acero Steel Jacket Platform.

2. Plataforma tipo impermeable Caisson Type Platform.


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3. Plataforma con pilares de concreto Concrete Gravity Type Platform.

En aguas profundas los constructores de equipos de perforacin deben fabricar las plataformasde forma que soporten los movimientos de las olas y del viento. Dos tipos de plataformas son:

1. La torre anclada The guyed tower.

2. Plataforma con bases tensionadas The tension leg.

1.7. SUBMERSIBLES.

Un sumergible descansa en el fondo del ocano cuando est perforando. Los miembros de lacuadrilla llenan los compartimentos con agua, esto hace que el equipo se sumerja, y sus basesdescansen en el lecho marino.


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Cuando el equipo est listo para moverse, los trabajadores remueven el agua de loscompartimentos, lo cual hace que el equipo flote. Despus los botes remolcan el equipo alprximo sitio donde se va a perforar.Los constructores de equipos de perforacin disean los sumergibles para perforar en aguaspoco profundas y en aguas de ms de 175 pies (50 metros).Los equipos sumergibles de perforacin incluyen:

1. Barcaza sumergible sumergible barge.

2. Sumergible tipo botella Bottle Type Submersible.


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3. Sumergible rtico Artic Submersible.

1.8. SEMISUMERGIBLE SEMISUBMERSIBLE.

Un equipo semisumergible es un equipo flotante que perfora en el mar. Este tipo de equipo deperforacin tiene pontones y columnas, las cuales se llenan con agua, los pontones hacen quela unidad se sumerja parcialmente hasta una profundidad predeterminada, el equipo de trabajose ensambla en la cubierta. Cuando el equipo se encuentra sobre el sitio donde se va a


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perforar el pozo, los trabajadores pueden anclar el equipo al lecho marino o usar un sistema deposicionadores y propulsores para mantener el equipo sobre el hueco o pozo.

Los miembros de la cuadrilla montan la cabeza del pozo y el BOP sobre el fondo del ocano,un tubo especial llamado raiser pipe conecta la parte superior del BOP con el equipo deperforacin. En algunos casos la cuadrilla usa propulsores para mantener el equipo sobre elpozo, esto se conoce como Posicionamiento Dinmico Dynamic Positioning, los propulsores,que estn conectados a un computador a bordo del equipo, mantienen el taladro en posicinadecuada.

Algunos equipos posicionados dinmicamente pueden perforar en aguas con profundidadesmayores a 7500 (2200 m). Cuando el taladro se mantiene sobre el pozo, las cuadrillas deperforacin usan el trmino On Station, pronunciado an stichion.


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1.9. MOVILIZACIN DE SEMISUMERGIBLES SEMISUBMERSIBLE MOBILIZATION.

Algunos semisumergibles son autopropulsados, y otros tienen que transportarse sobre carriersespeciales. Estos carriers mueven los equipos grandes distancias a travs del ocano:

1.10. BARCO DE PERFORACIN DRILL SHIP.Es una unidad de perforacin mar adentro autopropulsada. Usualmente usa un equipo decontrol de reventones BOP similar al usado por los semisumergibles.


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2. KELLY Y TOP DRIVES KELLY AND TOP DRIVES.

2.1 PERFORANDO MAKING HOLE.

Un taladro de perforacin rotaria consiste de muchas piezas de equipo. Parte de ellas seencuentran en la superficie, y parte de ellas en el subsuelo.

Todo el equipo tiene un propsito, colocar la broca en el fondo del pozo para perforar o hacer elhueco. Para lograr esto, la cuadrilla de perforacin enrosca la broca en la parte final o inferiorde una tubera especial llamada sarta de perforacin drill string.

Los miembros de la cuadrilla bajan la sarta unida a la broca dentro del pozo. Para que la brocaperfore, el equipo de superficie del taladro tiene que rotar, a menos que sea movida por unmotor de fondo o motor de lodo mud motor.

El equipo tambin tiene que proporcionarle peso a la broca para forzar los dientes o cortadores

de la misma dentro de la formacin.

A medida que la broca perfora, un fluido de circulacin tiene que remover los cortes cuttingslejos de la broca, de otra forma el pozo se llenara de cortes de perforacin. El fluido que circulacumpliendo con esta labor se conoce como lodo de perforacin drilling mud.


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2.2. GENERALIDADES OVERVIEW.

Para impartir movimiento rotatorio a la sarta de perforacin de forma que la broca puedamoverse, se puede usar un top drive o una Kelly con sistema de mesa rotaria kelly and rotarytable system. La potencia se transmite desde la superficie hasta el fondo del pozo a travs dela sarta de perforacin.

2.3. SISTEMAS QUE USAN TOP DRIVE TOP DRIVE SYSTEMS.

Algunos equipos imparten movimiento rotatorio a la sarta con una unidad Top Drive. Los TopDrives son caros pero bastante eficientes. La cuadrilla puede agregar juntas de tubera deperforacin en forma rpida y segura.

Ellos pueden perforar el pozo con mayor eficiencia y menos chance de que la sarta se pegueen el hueco, comparado con el sistema de Kelly y mesa rotaria. Un motor potente hace girar el


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eje del top drive drive shaft, el cual est conectado al top drive. Los miembros de la cuadrillaconectan la sarta de perforacin al drive shaft.El drive shaft hace girar la sarta de perforacin y la broca. Note que la sarta de perforacinpasa a travs de una abertura en la mesa rotaria. Sin embargo, la mesa no rota.

2.4. OPERACIN DEL TOP DRIVE TOP DRIVE OPERATION.

El sistema de unin link system suspende la unidad top drive del bloque viajero del taladro. Elfluido de perforacin Drilling mud entra al top drive a travs del cuello de ganso gooseneckel cual est unido a la manguera rotaria rotary hose, esta manguera es una lnea flexible queconduce el lodo desde el stand pipe hasta el swivel en un sistema de Kelly o al swivel integradoen el top drive.

Un motor y una caja de engranajes le transmiten potencia al eje principal del top drive driveshaft. La cuadrilla conecta la sarta de perforacin al drive shaft. La IBOP o vlvula deseguridad incorporada, cuando est cerrada, evita que los fluidos se devuelvan a travs de lasarta de perforacin.


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La cuadrilla usa las llaves de torque torque wrench assembly para conectar o desconectar lasarta de perforacin.

Los brazos del elevador elevator links suspenden el elevador de tubera. La cuadrilla deperforacin coloca el elevador alrededor de la sarta de perforacin, para permitir que la unidadtop drive la levante o la baje.

2.5. SISTEMAS CON KELLY KELLY SYSTEMS.


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La Kelly, kelly drive bushing, el master bushing y la mesa rotaria rotary table hacen rotar lasarta de perforacin y la broca en equipos que no tienen top drive.La Kelly es un instrumento tubular pesado, usualmente tiene 4 o 6 lados, lo cual significa quetiene una seccin transversal hexagonal o cuadrada. Las kellys cuadradas son mas baratasque las hexagonales, pero la hexagonal es mas fuerte, por eso los equipos que perforan pozosprofundos usualmente las usan.Trtese de una Kelly hexagonal o cuadrada, los miembros de la cuadrilla conectan la kelly al

tubo superior de la sarta de perforacin.2.6 OPERACIN DE LA KELLY KELLY OPERATION.

La kelly, de 4 o 6 lados, se mueve a travs de una abertura cuadrada en el Kelly Drive Bushing.El Kelly Drive Bushing encaja en el Master Bushing, este ltimo gira por el movimiento que letransmite la mesa rotaria. Esto hace que rote toda la sarta de perforacin y la broca que seencuentra en la parte inferior de la misma. La Kelly se mueve hacia abajo a medida que laprofundidad del hueco aumenta.

3. COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIN.3.1 Generalidades

Existen muchos componentes que hacen parte de la sarta de perforacin, como se muestra enesta grfica.


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3.2. Tubera de Perforacin Drill Pipe (DP).

La tubera de perforacin drill pipe es bastante fuerte, aunque relativamente liviana. Losmiembros de la cuadrilla conectan la sarta de drill pipe a un top drive o a la kelly. El drill pipeconforma la parte superior de la sarta de perforacin drill string. Usualmente la tubera de

perforacin rota, lo cual hace que la broca tambin rote. Cada seccin de drill pipe sedenomina junta joint. Los miembros de la cuadrilla conectan o enroscan varias juntas de drillpipe colocndolas dentro del hueco a medida que la broca rota.

3.3. Especificaciones del Drill Pipe.

La tubera de perforacin drill pipe al igual que otros tubulares, puede ser especificada deacuerdo con las siguientes caractersticas:

1. Dimetro Diameter.2. Grado o resistencia Grades or strength.3. Peso Weight.4. Longitud Length.

El dimetro diameter, peso weight y la resistencia strength usados dependen del tamaodel hueco, la profundidad del hueco y las propiedades del pozo.

En los libros o tally de tubera que se llevan en los taladros aparecen estas especificaciones.La tubera de perforacin Drill pipe usualmente se puede conseguir en tres rangos delongitud:Rango Range Longitud Length

Pies Feet Metros MetersRango uno Range one 18 22 5.5 6.7Rango dos Range two 27 30 8.2 9.1Rango tres Range three 38 45 11.6 13.7

El rango ms comn es el dos: 27 30 ft (8.2 9.1 m).

Ya que el pozo puede tener una profundidad de miles de pies, los miembros de la cuadrillapueden tener que conectar cientos de juntas de drill pipe.

El dimetro del drill pipe puede ser tan pequeo como 2 3/8 (60.3 mm). Este tamao de drillpipe pesa 4.85 #/ft (7.22 Kg/m).El drill pipe puede tener un dimetro tan grande como 6 5/8 (168.3 mm). Este tipo de drill pipepesa 27.60 #/ft (41.21 Kg/m). Sin embargo, el drill pipe de 5 (127 mm) es uno de los mscomunes. Pesa 19 #/ft (9.01 Kg/m).Normal drill pipe grades are: (Los tamaos normales de drill pipe son:)1. E75.2. X95.3. G105.4. S135.


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S135 is the strongest. Es el ms fuerte.

3.4. Caja y Pin Box and Pin.

La cuadrilla de perforacin conecta el drill pipe usando las roscas que se encuentran en cadaextremo de la tubera, las cuales se denominan tool joints.

El tool joint hembra es la caja box. El tool joint macho es el pin del drill pipe. Las uniones detubera o tool joints pueden ser de varios tamaos y tipos.


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3.5. Conexin de Drill Pipe.

Los tool joint son resistentes ya que la cuadrilla conecta y desconecta juntas o paradas detubera una y otra vez a medida que se desarrolla la perforacin.

Pero ellos deben ser muy cuidadosos para no daar estas uniones. Un manejo y cuidado

apropiados del drill pipe y de otras herramientas usadas en el campo petrolero puede prevenirfuturos problemas de corrosin durante la vida del pozo. La tubera debe limpiarse y sersometida a mantenimiento regularmente. Usualmente se lleva a cabo una inspeccin de luznegra usando partculas magnticas hmedas y AC Joke, cada seis meses.

3.6. Heavy Walled Drill Pipe (HWDP).

La cuadrilla conecta HWDP en la sarta por debajo del drill pipe. El HWDP tambin se conocecomo Heavy Weight Drill Pipe, o Hevy Wate, Su posicin en la sarta est entre el Drill Pipe ylos Drill Collars. El HWDP se usa para suministrar una zona de transicin entre el DP, msliviano, y el DC, el cual es rgido y pesado.


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El uso de Heavy Walled Drill Pipe reduce la fatiga que los Drill Collars provocan en la sarta.Como resultado, el Heavy Weight reduce el estrs en el drill pipe.

Tambin ayudan a mantener el DP en tensin, y le dan peso a la broca, al igual que lo hacenlos DC, especialmente en perforacin direccional.

El Heavy Weight Drill Pipe tiene paredes ms gruesas y tool joints ms largas que el drill pipe.Tambin tiene un wear pad en el centro del cuerpo para disminuir el contacto con las paredesdel pozo


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Los tool joint ms largos reducen el desgaste en el cuerpo del HWDP. Ellos mantienen elcuerpo del tubo alejado de las paredes del hueco.

3.7. HWDP en Espiral.

Posee estras en espiral en el cuerpo del tubo. El HWDP regular no tiene estras, el spiralHWDP no tiene wear pad.

Cuando el spiral HWDP hace contacto con las paredes del hueco, solo una pequea parte delcuerpo del tubo las toca. De hecho, solo el rea que hay entre las estras lo hace. Las estrasno tocan las paredes del pozo, reduciendo el rea de contacto. Al reducir el rea de contacto,disminuye el riesgo de que la tubera se pegue.


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3.8. Collares de Perforacin Drill Collars (DC).

Los drill collars van en la parte inferior de la sarta. Los drill collars tienen paredes gruesas, yson muy pesados. Ellos colocan peso sobre la broca para hacer que los cortadores de lamisma perforen la formacin, y tambin mantienen el drill pipe en tensin.

El dimetro de los drill collars oscila entre 3 y 12 pulgadas (76.2 a 304.8 mm). Su peso varaentre 650 y 11500 lbs (300 a 5100 Kg). Un drill collar de 6 pulgadas pesa alrededor de 2700libras (1225 Kg).

Ya que la cuadrilla usualmente instala varios drill collars, es evidente que la broca requierebastante peso para perforar adecuadamente. La cantidad de peso depende del tipo de


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formacin y del tamao o tipo de broca, puede tratarse de varios miles de libras.

La longitud de los DC normalmente es de 30 a 31 pies (9.5 m) ,y tienen una conexin hembracon rosca en un extremo (caja) y un pin con rosca en el otro.

Es interesante ver que en el negocio de la perforacin, el dimetro de los tubos y de los pozoscasi siempre se denota en pulgadas, pero las longitudes se miden en pies o metros.

3.9. Drill Collars Lisos y en Espiral.Algunos drill collars son lisos, otros tienen estras en forma de espiral.Los DC lisos se usan bajo condiciones normales. Los DC con espiral se usan cuando existe laposibilidad de que la tubera se pegueLos drill collars de gran dimetro tienen casi el mismo que el del pozo; bajo ciertascircunstancias ellos pueden hacer contacto con las paredes del pozo y pegarse.

Los espirales en el exterior de los DC previenen que se peguen con las paredes del pozo, alreducir el rea de contacto.

3.10. Crossovers Crossover Substitutes (XOVERS).


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Van en la sarta de perforacin entre el DP y los DC, y en otros puntos. El crossover tieneroscas especiales en la caja y en el pin. Los fabricantes los disean para unir partes de la sartade perforacin que tienen roscas de diferente diseo. Por ejemplo, el pin de un DP puede noenroscar directamente en la caja de un DC, por ello la cuadrilla coloca un crossover en la ltimajunta de drill pipe, donde se une con la primera junta de drill collar.

Las roscas del crossover encajan con las del pin del DP, permitiendo a la cuadrilla unir la sartade DP con la de DC.


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3.11. Rimadores y Estabilizadores Reamers and Stabilizers.

La cuadrilla frecuentemente conecta reamers y estabilizadores a la sarta de drill collars. Por logeneral colocan uno o mas en varios puntos en dicha sarta.

La diferencia entre un estabilizador y un near bit; es que el near bit no tiene pin en ninguno de

sus extremos, mientras que el estabilizador tiene un pin y una caja. El near bit tiene dos cajas,en una de ellas se enrosca el pin de la broca y en la otra el pin de un drill collar o de unaherramienta que va encima.


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Los reamers y los estabilizadores mantienen los drill collars lejos de las paredes del hueco paraprevenir el desgaste, y an ms importante, ayudan a guiar la broca para que perfore en ladireccin deseada. Los reamers tienen cortadores que cortan la roca al contacto con ella. Losestabilizadores tienen cuchillas que tocan la pared del hueco, pero no la cortan.

3.12. Ensamblaje de Fondo Bottom Hole Assembly (BHA).La porcin inferior de la sarta de perforacin se conoce como BHA, e incluye:

a) La broca bit.b) Los collares de perforacin drill collars.c) Estabilizadores stabilizers o rimadores reamers.

d) Heavy Weight Drill Pipe (HWDP).


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Los miembros de la cuadrilla llaman a esta parte de la sarta Ensamblaje de Fondo de Pozo(BHA). Ellos pueden conectar diferentes BHAs, lo cual depende del tipo de formacin, de si elequipo est perforando un hueco vertical o direccional, etc.

3.13. Burros de Tubera Pipe Racks.

Los pipe racks no son parte de la sarta de perforacin, pero juegan un papel importante comosoporte. La cuadrilla no puede colocar el DP y los DC sobre el piso ya que el polvo y tierra losdaaran, por ello los ubican sobre los pipe racks. Ellos tambin inspeccionan la tubera sobrelos pipe racks.


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4. BROCAS DE PERFORACIN DRILL BITS.

4.1. Generalidades

Como se discuti en la seccin anterior, los miembros de la cuadrilla instalan la broca en laparte inferior de los drill collars. Dos tipos de brocas son:

a) Brocas cnicas roller cone bits.b) Brocas con cortadores fijos fixed cutter bits.

Las brocas de cortadores fijos fixed cutter bits tambin se conocen como brocas de cabezafija fixed head bits. Las brocas de conos generalmente tienen tres conos con dientes ocortadores. A medida que la broca rota, los conos y cortadores rotan para perforar.

Las brocas con dientes fijos tambin tienen cortadores, pero los fabricantes los embeben en lacabeza de la broca. La cabeza de la broca solo se mueve cuando la broca rota, no tiene partesmviles, como los conos en las brocas cnicas. Los dos tipos de brocas vienen en variostamaos que van desde 2 o 3 pulgadas ( 50 75 mm) hasta ms de 36 pulgadas (1 m).

4.2. Brocas Cnicas Roller Cone Bits.Existen dos tipos de brocas cnicas disponibles:a) Brocas con dientes de acero steel teeth.


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b) Brocas con insertos de carburo de Tungsteno tungsten carbide inserts.

4.3. Brocas con Dientes de Acero Steel Teeth Bit.

En una broca con dientes de acero, tambin llamada milled tooth bit, el fabricante forja losdientes en el acero de que est hecho el cono.

Las brocas con dientes de acero son las ms econmicas; cuando se usan apropiadamente,pueden perforar por varias horas. Los fabricantes disean las brocas con dientes de acero paraperforar formaciones blandas, medias y duras.

4.4. Brocas de Carburo de Tungsteno.

En las brocas con insertos de Carburo de Tungsteno, el fabricante introduce y presiona insertosmuy duros de Carburo de Tungsteno en huecos perforados en el cono de la broca. El Carburode Tungsteno es un metal muy duro.


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Las brocas con insertos de carburo de Tungsteno son ms costosas que las brocas con dientesde acero. Sin embargo, usualmente duran ms debido a que el Carburo de Tungsteno es msresistente al desgaste que el acero. En general, las brocas de Carburo de Tungsteno perforandesde formaciones medianas hasta muy duras, y tambin formaciones blandas.Las brocas para formaciones blandas generalmente perforan mejor con un peso moderado yaltas velocidades de rotacin. De otro lado, las brocas para formaciones duras usualmenteperforan mejor con bastante peso y moderada velocidad de rotacin.

4.5. Brocas de Cortadores Fijos Fixed Cutter Bit.

Tres tipos de brocas con cortadores fijos son:

a) Brocas Policristalinas de Diamantes Compactos Polycrystalline Diamond Compact (PDC)Bits.

b) Brocas de Diamante Diamond Bits.c) Brocas Corazonadoras Core Bits.


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4.6. Brocas Policristalinas PDC Bits.

La broca PDC tiene cortadores hechos de diamantes artificiales y de Carburo de Tungsteno.Cada cortador hecho de diamante y Carburo de Tungsteno se conoce como compacto. Losfabricantes colocan los compactos en la cabeza de la broca. A medida que la broca rota sobrela roca, los compactos cortan la formacin.

Las brocas PDC son bastante costosas, sin embargo, cuando se usan apropiadamente,pueden perforar en formaciones blandas, medianamente duras o duras por varias horas y sinfallar.

4.7. Compacto de PDC PDC Compact.

La capa de un compacto de PDC es muy fuerte y bastante resistente al desgaste. Losfabricantes adhieren los cristales de diamante al inserto de Carburo de Tungsteno a altaspresiones y elevadas temperaturas.

La parte de Carburo de Tungsteno le da al compacto de PDC alta resistencia al impacto,reforzando las propiedades de resistencia al desgaste de los cortadores.

4.8. Brocas de Diamantes Diamont Bits.

Los fabricantes hacen las brocas de diamantes a partir de diamantes industriales. Losdiamantes son los cortadores de la broca.


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Los diamantes son una de las sustancias ms duras conocidas; algunos tipos de diamantesson:

a) Regular.b) Premium.c) Octahedro Octahedron.d) Carbonado.e) Magnfico Magnific.

La broca de diamantes rompe la formacin comprimindola, cortndola o rapndola. Eldiamante acta como una lija, desgastando la formacin.


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Los fabricantes embeben el diamante en la matriz de metal que conforma la cabeza de labroca. Las brocas de diamantes son costosas, sin embargo, cuando se usan adecuadamente,pueden perforar por muchas horas sin fallar.

4.9. Broca Corazonadora y Barriles Core Bit and Barrels.

Los miembros de la cuadrilla corren una broca corazonadora y un barril cuando el gelogo

necesita un corazn de la formacin que est siendo perforada.

Normalmente una broca corazonadora es una broca de cortadores fijos de PDC o de diamante.Tiene un hueco en el medio. Esta abertura permite que la broca obtenga el corazn. Losdiamantes y PDCs se encuentran alrededor de la abertura y a los lados de la broca.

Los taladreros fijan el corazn a un barril corazonador. El barril corazonador es un tubo

especial, usualmente mide de 30 a 90 pies (9 a 27 metros). El barril corazonador se corre en elfondo de la sarta de perforacin. El se encarga de recolectar el corazn que ha sido obtenidopor la broca corazonadora.


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Los corazones le permiten a los gelogos darle un vistazo a la formacin. A partir de la muestraellos frecuentemente pueden decir si el pozo ser productor.

5. HERRAMIENTAS ESPECIALES DE LA SARTA DE PERFORACIN SPECIAL DRILLSTRING TOOLS.5.1. Generalidades.

El equipo especial de la sarta de perforacin incluye:a) Martillos de Perforacin Drilling Jars.b) Herramientas de Medicin mientras se Perfora Measurement While Drilling (MWD) Tools.c) Motores de Fondo Mud Motors.

5.2. Martillos de Perforacin Drilling Jars.


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La cuadrilla instala un martillo de perforacin en la sarta si existe la posibilidad de que esta sepegue, casi siempre se usa uno o ms martillos.

Usualmente los martillos de perforacin se colocan en la parte superior del BHA, con drill collarubicados encima y debajo de los jars, o HWDP en pozos direccionales. Al activarse, el martilloproporciona un golpe fuerte a la porcin de la sarta que se encuentra pegada. Frecuentementeeste golpe es suficiente para liberarla.

5.3. Operacin de los Martillos de Perforacin Drilling Jar Operation.

Para crear un golpe hacia arriba con el martillo, el perforador baja la sarta para preparar elmartillo, despus aplica tensin hacia arriba overpull tension, el overpull coloca el martillosuperior en tensin, y permite que el mecanismo del martillo fluya lentamente. El martillo viajacuando el aceite hidrulico pasa las compuertas.


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La sarta se contrae repetidamente, acelerando el BHA que se encuentra sobre el martillo.Cuando el pistn o cilindro del martillo hace una carrera total, el mecanismo del martillo detienesbitamente la energa en movimiento de la sarta. Cuando el movimiento se detiene, esteconvierte la energa cintica en movimiento y en fuerza de impacto sobre el punto de pegaEste fuerte golpe hacia arriba puede liberar la sarta que se encuentra debajo del martillo.

5.4. Midiendo mientras se perfora Measurement While Drilling (MWD).

El MWD es una gran herramienta para el perforador, a medida que la broca perfora.

Usualmente la herramienta se coloca en un drill collar especial cerca de la broca. Lasherramientas MWD registran las condiciones de fondo de pozo transmitindolas a la superficie.En superficie el perforador y el perforador direccional monitorean estas condiciones en tiemporeal. Muchas herramientas MWD crean pulsos en el lodo de perforacin. Estos pulsos llevan lainformacin de fondo de pozo a superficie a travs de la sarta de perforacin. La informacinrecolectada por el MWD incluye:

a) Propiedades del MWD.b) La direccin en la cual la broca est perforando.c) Torque.d) Peso sobre la broca WOB.

5.5. Motor de Fondo Mud Motor.

Frecuentemente, cuando se perfora un pozo horizontal o direccional, se coloca un motor defondo en la parte inferior de la sarta de perforacin, justo arriba de la broca, como se muestra al

lado. Se le llama motor de fondo o motor de lodo mud motor porque el lodo de perforacinhace rotar la broca, es decir, cuando se usa un motor de fondo nicamente rota la broca, y noel resto de la sarta.


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El lodo bombeado a travs de la sarta entra por la parte superior del motor de fondo. Cuando elfluido de perforacin presurizado es forzado a travs de estator elstico y de un motorexcntrico de acero, se aplica un torque, el cual hace que el motor rote.

El motor se conecta a un eje que transmite el movimiento drive shaft el cual, a su vez, seencuentra conectado a la broca. La sarta de perforacin no rota, tan solo el motor hace rotar labroca. Sin embargo, en muchas ocasiones la broca gira, y tambin la sarta est girando movidadesde superficie por una Kelly o un Top Drive; cuando esto sucede, se le llama rotating,cuando slo la broca gira movida por el motor de fondo, mientras la sarta permanece esttica,se denomina sliding o deslizando.

5.6. Perforacin Direccional Directional Drilling.

Algunas veces los pozos se perforan con cierto ngulo. Estos se denominan pozos

direccionales. El pozo navega a cierto ngulo especificado en el programa de perforacin, estose hace por muchas razones diferentes.Por ejemplo, algunas veces es necesario perforar un pozo direccional si el yacimiento no seencuentra directamente debajo de la locacin.


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5.7. Pozos Horizontales Horizontal Wells.

Se perforan por diferentes razones. Ciertos yacimientos pueden producir mejor si una porcinhorizontal del pozo pasa a travs de la formacin.La transicin horizontal del pozo empieza en algn punto de la porcin crtica del hueco, comose muestra en la foto. Este punto se conoce como kick off point. El segmento horizontal delpozo puede extenderse por varios miles de pies. Para perforar pozos horizontales se requierentcnicas y equipo especializados.


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PERFORACIN DE POZOS DE PETRLEO CAPTULO 2EQUIPO BSICO DE PREVENCIN DE REVENTONES

1. CONTROL DE LA PRESIN.

1.1. Generalidades.

Los fluidos en la formacin se encuentran bajo presin, al perforar, esta presin puede escapara la superficie, si no se controla.

Normalmente, el fluido de perforacin contrarresta la presin ejercida por la formacin.

El peso, densidad o presin del lodo de perforacin evita que los fluidos de la formacin lleguena la superficie. Sin embargo, por muchas razones, el peso del lodo puede volverse ms livianode lo necesario para controlar la presin en la formacin. Cuando esta situacin se presenta,los fluidos de la formacin entran al hueco, lo cual se conoce como patada de pozo kick. Unconjunto de preventoras se usa para evitar que los fluidos de la formacin lleguen a lasuperficie. Las preventoras se conocen como BOPs. Al cerrar una vvula de este equipo, lacuadrilla puede sellar el pozo. Esto previene que ms fluidos de formacin entren en el hueco.Con el pozo cerrado, ste se encuentra bajo control.


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La cuadrilla usa un equipo de BOP en:

a) Equipos para Perforar Costa Adentro Land Rigs.b) Equipos con Patas Retrctiles Jackup Rigs.c) Equipos Sumergibles Submersible Rigs.

d) Plataformas Platform Rigs.

Un conjunto de Preventoras Submarinas Subsea BOP System se usa en equipos flotantes deperforacin costa afuera como:a) Semisumergibles Semisubmersibles.b) Barcos de Perforacin Drill ships.

Las preventoras submarinas son bastante grandes y pesadas. Este tipo de equipo se usa entaladros flotantes por ser dinmicos, se mueven con el viento y las olas ya que flotan.El stack de BOP y la cabeza de pozo se encuentran en el fondo del oceano. Arriba hay un tubollamado riser pipe, sobre el stack de BOP.

1.2 Reventn Blowout.

Un reventn es desastroso. Los fluidos de formacin como gas y petrleo se dirigen a lasuperficie causando un incendio. Un reventn puede matar a la cuadrilla, destruir el equipo deperforacin y daar el medio ambiente. Por ello, las cuadrillas de perforacin recibenentrenamiento y trabajan duro para evitar los reventones. Usualmente el control de patadas depozo kicks es exitoso, por ello los reventones son raros en la actualidad. Cuando sepresentan, son espectacularmente destructivos, y por ello siempre hacen noticia.

1.3 Controlando una patada de pozo kick.

Una patada de pozo se define como la entrada de fluidos de formacin al hueco mientras seest perforando. Se presenta cuando la presin ejercida por el fluido de perforacin es menor


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que la presin de la formacin, mientras la sarta de perforacin se encuentra penetrndola.

El lodo que circula hacia abajo a travs de la sarta de perforacin Y arriba por el anular es laprimera lnea de defensa contra las patadas de pozo. El fluido de perforacin crea una presinadicional mientras est circulando. La presin ejercida por el lodo de perforacin evita que losfluidos de formacin entren al pozo.

En el taladro, el lodo previene las patadas de pozo.Sin embargo, en algunas ocasiones, accidentalmente los miembros de la cuadrilla puedenpermitir que el nivel o el peso del lodo en el hueco disminuyan. Esta disminucin de la densidado del nivel de fluido de perforacin en el pozo puede tener varias causas. Por ejemplo, lacuadrilla puede fallar al no amtener el pozo lleno de lodo, cuando se est sacando la tubera deperforacin. O puede sacar la tubera demasiado rpido lo cual hace que disminuya la presinde fondo de pozo por un efecto de pistoneo.

Cuando el nivel o el perso del lodo caen, la presin ejercida sobre la formacin disminuye; siesto pasa, los fluidos de formacin puenen entrar al pozo. En ese momento se presenta lapatada de pozo. En otras palabras, cuando la presin de la formacin y sus fluidos excede elpeso de la columna de lodo, se presenta una patada de pozo.

Presin = Fuerza popr unidad de rea.Presin = Fuerza/rea.

La presin se expresa en diferentes unidades como: psi, Kilopascales etc.

Para evitar que la patada de pozo se convierta en un reventn, la cuadrilla del taladro usa unequipo de preventoras de reventones BOP stack.

2. PREVENTORAS DE REVENTONES BLOWOUT PREVENTERS.


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2.1. Conceptos Bsicos.

El stack de BOP comprende varias vlvulas de gran tamao apiladas una encima de la otra.Estas vlvulas se conocen como BOP. Los fabricantes establecen rangos para los stacks deBOP para controlar presiones que van desde 2000 psi, hasta 15000 psi (14000 a 100000 KPa).

Usualmente los taladros tienen dos tipos de preventoras. En la parte superior del stack hay unpreventor anular (Hydrill). Se conoce como BOP anular porque al cerrarlo rodea la tubera en elpozo en forma de anillo o nulo.

Debajo del Hydrill o preventor anular estn las Preventoras tipo Ram Ram preventers. Lasvlvulas en las preventoras tipo Ram se cierran forzndose entre s.

La lnea del Choque es una tubera a travs de la cual fluyen los fludos que salen del pozohacia el distribuidor del choque Choke Manifold cuando las preventoras estm cerradas. Ancuando las preventoras cierran el pozo, la cuadrilla necesita tener una forma de circular lapatada o burbuja que viene con el lodo, para sacarla del pozo.

Cuando la BOP cierra el pozo, el lodo y los fluidos de formacin salen a travs de la lnea delchoque, hacia el choke manifold. El manifold est hecho de tubera y vlvulas especiales. Lavlvula ms importante es el choke. Se trata de una vlvula con una abertura ajustable. Lacuadrilla circula la patada a travs del choke para mantener una contrapresin en el pozo.Al mantener la cantidad correcta de contrapresin en el pozo se evita que ms fluido deformacin siga entrando al hueco. Simultaneamnete se puede circular la patada fuera del pozoy agregar lodo de perforacin ms pesado para matar el pozo, controlndolo. Los fluidos salendel choke manifold, y usualmente van a un separador de lodo-gas mudgas separator. Unseparador separa el lodo del gas en una patada de pozo. El lodo libre de gas regresa a lostanques, el gas se quema a una distancia segura del taladro.

2.2. Operacin del BOP.

Cuando se presenta una patada y las preventoras estn abiertas, los fluidos de formacinhacen que el lodo fluya hacia arriba y dentro del stack de BOP. Cuando el perforador cierra elpreventor anular, el fluijo se detiene. Usualmente los perforadores cierran primero el preventoranular. Al cerrar el preventor anular, los fluidos se desvan hacia la lnea del choke, yfinalmente hacia el choke manifold.

El perforador puede abrir una vlvula en la lnea del choke, y circular la patada de forma seguraa travs del choke manifold.


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a) El preventor anular puede cerrar alrededor de:

A. Drill pipe.B. Drill collars.C. Hueco Abierto Open Hole.D. Herramientas Tools.

Usualmente el preventor anular se cierra primero.


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b) Los preventores tipo Ram estn conformados por:

A. Pipe Rams.B. Ciegos Blind Rams.C. Ciegos de Corte Blind Shear Rams.D. Rams de dimetro variable Variable Bore Rams (VBR).

A. Un Pipe Rams cierra alrededor del drill pipe.

Algunos pipe rams se usan para suspender la sarta de perforacin drill string en equipos depreventoras submarinos. Van debajo del preventor anular Hydrill en caso de que este falle altratar de controlar una patada.

Actan como un back up del preventor anular.

B. Rams Ciegos Blind Rams: Estn diseados para cerrar el poozo cuando no hay tubera deperforacin en el mismo.

C. Rams Ciecos de Corte Blind Shear Rams: Estn diseados para cerrar el pozo y al mismotiempo cortar la tubera.Tienen cuchillas, y se usan en emergencias extremas, como en equipos flotantes, cuando elequipo o taladro tiene que moverse a una distancia segura en el mar.

D. Rams de Dimetro Variable Variable Bore Ram (VBR): Son especiales, ya que puedencerrarse alrededor de tuberas de diferente dimetro, desde tubos de 5 hasta 3.

3. EQUIPO BSICO DE PREVENTORAS BASIC BOP EQUIPMENT.

3.1 Generalidades.

A continuacin se enumeran las partes principalkes de un equipo de prevencin de reventonesBOP para taladros de perforacin en tierra firme, equipos offshore de patas retrctiles jackup,plataformas, o equipos offshore sumergibles:

a) Panel de control del BOP del perforador.b) Unidad del acumulador del BOP.


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c) Choke manifold.d) Panel de control de choke.e) Separador de lodo-gas.f) Lnea de quemado Flare Line y quemadero Flare Pit.g) Tanque de viaje.h) Vlvulas de la sarta de perforacin.

3.2 Panel de control del BOP del perforador.En l el perforador abre y cierra la BOP y las lneas que van al choke manifold. Usualmenteeste panel est localizado en la mesa, cerca al perforador.Las palancas e interruptores le permiten el perforador abrir y cerrar rpidamente laspreventoras y otras vlvulas en el sistema.


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3.3. Acumulador.Las botellas del acumulador almacenan fluido hidrulico a alta presin, mayor de 3000 psi(20000 Kpa). Estos fluidos a alta presin aseguran que las preventoras cierren y abranrpidamente. La unidad del acumulador de operacin del BOP se instala a cierta distancia deltaladro.

3.4. Lneas Hidrulicas.Cuando el perforador activa la unidad de operacin del BOP, bombea fluido hidrulico a travsde lneas y dentro del BOP. La presin abre o cierra las BOP.


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3.5. Palancas de Operacin del Acumulador.

Usualmente el perforador opera el acumulador desde el panel de control en la mesa deltaladro. Sin embargo, en una emergencia los miembros de la cuadrilla pueden operar el BOPusando las vlvulas de control que hay en el acumulador.


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3.6 Choke Manifold.

Este es un choke manifold. El flujo llega al choke manifold desde el BOP a travs de la lneadel choke. Usualmente el manifold tiene dos vlvulas especiales operadas a control remotollamadas chokes. Por lo general el flujo fluye slo a travs de uno de los chokes. Los otroschokes actan como back ups.

3.7 Operacin del Choque.El perforador grada la cantidad de flujo a travs del choque ajustando el tamao de laabertura en el mismo, hacindolo ms grande o ms pequeo, con incrementos de 1/16 depulgada. Cuando la abertura es pequea, el flujo es menor. Cuando la abertura es ms grande,el flujo es mayor. Con menos flujo, se tiene mayor contrapresin en el pozo. A mayor flujo,menor contrapresin en el pozo.Este ajuste en la contrapresin, mantiene la contrapresin en el fondo del hueco, de forma queno puedan entrar ms fluidos de formacin en el mismo.

3.8. Panel de Control del Choke.

Es usado por el perforador u otros miembros de la cuadrilla para ajustar el tamao de laabertura del choque, a medida que los fluidos de la patada de pozo fluyen por ste.Observando la presin en el drill pipe y en el casing, y manteniendo la bomba de lodo a unavelocidad constante, el operador del choque puede ajustarlo.


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para mantener una presin constante en el fondo del pozo.Para controlar una patada y circularla exitosamente fuera del pozo, el operador del choquedebe mantener la presin de fondo constante.

3.9. Separador de lodo-gas.Los fluidos de la patada y el lodo pasan del choke manifold al separador a travs de una lnea.


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Con frecuencia, la mayor parte de una patada est conformada por gas, sin embargo, losfluidos de formacin tambin pueden contener agua, aceite, o una combinacin de los mismos.En cualquier caso, el separador remueve el gas del lodo. Despus de remover el gas, la bombaenva el lodo libre de gas a los tanuqes, y al fondo del pozo. El gas que sale del separador va alquemadero.

3.10. Operacin del Separador.

En un separador, el lodo y el gas que viene del choke manifold entran por la parte superior delseparador y y can sobre varios platos.


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A medida que el lodo cae sobre los platos, el gas se separa de este, y sale por la lnea delquemador. El lodo libre de gas cae al fondo del separador, y sale por una lnea hacia lostanques, donde es circulado de nuevo dentro del pozo.

3.11. Quemadero y Lnea del Quemadero.

La lnea del quemadero flare line conduce el gas desde el separador hasta el quemadero

flare pit en los equipos de perforacin terrestres. El gas se quema en el flare pit. La salida delgas de la lnea del quemadero est a una distancia segura del taladro. Anque se estquemando gas, la cuadrilla puede trabajar en forma segura.

En las plataformas mar adentro,en las cuales no hay quemadero, la lnea de quemado est aun lado del equipo. La lnea est sobre el agua, a una distancia segura de la plataforma.


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3.12. Tanque de Viaje.

Es un tanque de lodo especial. Se usa cuando se est sacando tubera del pozo, por ejemplo,para cambiar la broca. Tambin se usa cuando se est metiendo tubera. El hecho de sacar latubera y volver a meterla se conoce como un viaje trip, de ah el nombre de este pequeotanque. Este tanque se usa para llevar un registro preciso de la cantidad de lodo que la sartadesplaza en el hueco.

3.13. Operacin del Tanque de Viaje.

Cuando la cuadrilla saca la tubera del pozo, el nivel del lodo en el hueco cae. Si la cuadrillapermite que este nivel baje mucho, el lodo no ejercer suficiente presin como para evitar quelos fluidos de formacin entren en el pozo. Por ello, a medida que la cuadrilla saca tubera,continuamente circulan fluido desde el tanque de viaje para reemplazar el volumen de la sartade perforacin, y mantene rel hueco lleno. La cuadrilla tambin est alerta a cambios inusuales,y se aseguran que el volumen de lodo que se enva al pozo reemplace exactamente el volumenocupado por la sarta de perforacin.


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Ya que los volmenes son pequeos, el tanque trae una escala medida en pequeosincrementos, como por ejemplo dcimas de barril o de litro de lodo. Si el volumen de lodo quela cuadrilla coloca en el pozo es menor que el volumen de la tubera que se saca, es probableque los fluidos de la formacin entren en el pozo.

Supongamos, por ejemplo, que la cuadrilla saca una parada de drill pipe del pozo. Y que estatubera desplaza 0.7 bbls (111 litros). Entonces la cuadrilla debe bombear dentro del pozo 0.7bbls o 111 litros para reemplazar la parada.

El nivel de lodo en el tanque de viaje debe disminuir en 0.7 bbls o 111 litros. Si el nivel deltanque no disminuye en esta cantidad, los fluidos de formacin han entrado al pozo, y lacuadrilla debe tomar medidas para controlarlo.

4. EQUIPO DE BOP SUBMARINAS SUBSEA BOP EQUIPMENT.

4.1. Generalidades.

Es similar al equipod de superficie, sin embargo, existen algunas diferencias importantes.

Se unen al pozo en el fondo del oceano. Mientras tanto, el equipo flota sobre el agua cientos omiles de pies o metros por encima de ellas.Sus partes son: Preventoras BOP stack, equipo de superficie surface stack, y:

a) Unin Flexible Flexible Joint (Ball Joint).b) Tubo marino marine riser, con las lneas del choque y de matar el pozo.


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c) Lneas gua guide lines.d) Unin telescpica telescopic joint y lneas tensionadoras riser tensioner lines.e) House bundle.f) Dos accesorios de control control pods.

El perforador controla las vlvulas del BOP submarino desde un panel de control elctrico delequipo. El house bundle lleva las seales de control y el fluido hidrulico dese el equipoflotante y las conduce hacia abajo a travs del mar hasta el accesorio de control control poden la vlvula del BOP seleccionada.

4.2. Tubo Marino Marine Riser Pipe.

Se trata de un tubo y accesorios especiales. Sella entre la parte superior del BOP submarino yel equipo de perforacin, ubicado en el taladro flotante.


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Los miembros de la cuadrilla corren la sarta de perforacin en el hueco a travs de los riserpipes. El riser pipe tambin conduce el lodo hacia arriba. Los fabricantes unen a la parteexterior del riser pipe dos tubos mas pequeos llamados lneas del choque y de matar el pozo.Estos tubos se usan durante una patada de pozo o en operaciones especiales.


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a) Lneas gua guide lines. Ayudan a guiar y colocar las BOP en el fondo del oceano.b) La unin flexible flexible joint amortigua el estrs por doblamiento en el riser pipe y en la

BOP.c) La unin telescpica telscopic joint compensa el movimiento vertical del equipo flotante.

Los miembros de la cuadrilla tambin usan un sistema de tensionamiento rising tensioningsystem. Las lneas tensionadoras riser tensioner lines soportan el riser pipe, el cual esbastante largo.

4.3. LEVANTADOR RISER Y LNEA GUA TENSIONADORA GUIDELINE TENSIONER.

Ejercen tensin constante en el riser pipe y en las lneas gua guide lines. Esta tensinsuspende el riser pipe, y tambin compensa el movimiento del taladro, causado por las olas.


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Los sistemas levantadores tensionadores riser tensioner systems usualmente tienencapacidades que van desde 300000 libras (135000 Kg) hasta 1000000 libras (455000 Kg) con50 pies o 15 metros de cable de alambre. Estos sistemas usan ms de 12 tensionadores decompresin tipo botella compression bottle tensioners, los cuales usan presin de aire para lacompensacin.

5. VLVULAS DE LA SARTAS DRILL STRING VALVES Y IBOPS.

5.1. Generalidades.

Detienen los fluidos que suben por la sarta. Con frecuencia, si se presenta una patada con labroca fuera del fondo, los fluidos de formacin fluyen hacia arriba a travs del anular y de lasarta de perforacin.


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La cuadrilla cierra las vlvulas de sarta para detener el flujo en la misma. Si la Kelly estcolocada, ellos pueden cerrar la vlvula superiro o inferior de la Kelly.

a) Vlvula inferior de la Kelly lower Kelly cock.b) Vlvula superior de la Kelly upper Kelly cock.c) Vlvula de apertura total full opening valve.

Si la Kelly no est colocada, la cuadrilla puede instalar una vlvula de apertura total fullopening valve en la parte superior de la sarta.

Un preventor interno de reventones Inside Blow Out Preventer (IBOP) es una vlvula de unava, una vlvula cheque que ellos pueden instalar en la sarta.

Un tipo de vlvula IBOP es la flotadora float valve, la cual usualmente va en la sarta, cerca dela broca. Previenen un flujo hacia arriba, por el interior de la sarta. Otro tipo de IBOP es lavlvula de tirar Drop In Valve (DIV). Ella se tira dentro de la sarta y cae dentro de un landingsub especial que usualmente se coloca cerca de la parte superior del drill collar en la sarta. Lepermite al perforador bombear lodo hacia abajo a travs de la tubera. Es una vlvula chequeque no permite que el f luido se devuelva por la sarta.

Otro tipo de IBOP es la vlvula cheque heavy duty check valve, o gray type valve. Es unavlvula cheque que la cuadrilla instala en la superficie, usualmente se usa en operaciones destripping. Stripping es cuando se corre drill pipe en el hueco mientras la BOP est cerrada ybajo presin.


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5.2. Vlvulas Superior e Inferior de la Kelly Upper/Lower Kelly Cocks.

La vlvula superior de la Kelly upper Kelly cock se encuentra sobre la misma. Sirve comoback up de la vlvula inferior lower kelly cock. Si la lower kelly cock falla, la cuadrilla usa unallave especial para cerrar la vlvula superior upper. Esto protege al equipo que se encuentrasobre la Kelly del flujo a alta presin.

Usualmente los miembros de la cuadrilla cierran la vlvula inferiorsi una patada pone en riesgoel equipo sobre la Kelly. Esta vlvula va en la parte inferior de la kelly. Se usa una llaveespecial para cerrarla. Tambin se puede cerrar la lower kelly cock para evitar que el lodo fluyafuera de la kelly, cuando se zafa para conectar tubera.


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5.3. VLVULA DE APERTURA TOTAL FULL OPENING SAFETY VALVE.

Si la Kelly no est puesta y se presenta un flujo, la cuadrilla puede insertar la safety valve en lasarta. Este procedimiento se conoce como stabbing. Una vlvula full opening valve tienen unaabertura interna lo ms grande posible.

Cuando est totalmente abierta, el flujo que viene del drill pipe pasa a travs de la vlvula sinrestriccin; esta abertura relativamente grande le permite a la cuadrilla instalar la vlvula encontra de la presin que viene de la sarta. La vlvula se levanta por las manijas. Se confirmaque est abierta, y se instala en el tope del drill pipe. Entonces se enrosca en el drill pipe.Finalmente se usa una llave especial para cerrar la vlvula y detenr el flujo.


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5.4. Uso de la Vlvula de Seguridad.

El perforador debe asegurarse de que el taladro tiene los crossover subs correctos en la mesa.La cuadrilla debe ser capaz de colocar la vlvula de seguridad sobre cualquier tubera oherramienta que se encuentre en la mesa rotaria.


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Por ejemplo, si un drill collar est colgando en la rotaria, puede que la rosca de la vlvula nocoincida con la rosca del drill collar. Se necesita un cross over.

5.5. Vlvulas Flotadoras.

Tambin previenen el flujo hacia arriba a travs de la sarta de perforacin. Los miembros de lacuadrilla la ubican en un tubo substituto, el cual es un accesorio especial de perforacin que vajusto encima de la broca. Un tipo de estas vlvulas le permite al lodo fluir hacia abajo, pero nodevolverse por la tubera.

Bajo condiciones normales, la presin de las bombas mueve el lodo hacia abajo a travs deesta vlvula de una va. Un influjo de fluidos de formacin debajo de ella hace que se cierre.Esto evita el flujo hacia arriba a travs de la sarta.


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PERFORACIN DE POZOS DE PETRLEO CAPTULO 3LODO DE PERFORACIN.

1. TIPOS DE LODO.Los fluidos de perforacin pueden ser aire, gas, agua, lodo o combinaciones de los mismos,tambin se usa petrleo, diesel y fluidos sintticos.

1.1. Generalidades.Cuando se habla de lodo se hace referencia a los lquidos que contienen slidos y agua oaceite. El trmino incluye aire, gas, agua y lodo. El lodo se hace con arcillas y otros aditivosque le proporcionan las propiedades deseadas.

1.2. Lodo Base Agua (WBM).Frecuentemente se usa agua para hacer el lodo. El agua conforma la parte o fase lquida dellodo. La cuadrilla le adiciona arcillas y otros aditivos especiales al agua para crear el lodo conlas propiedades requeridas para llevar a cabo un buen trabajo. Por ejemplo, las arcillas le dangrosor o viscosidad. El agua usada puede ser dulce, agua de mar o salmuera. El tipo de agua ausar depende de su disponibilidad y de las propiedades que debe tener el lodo para perforar elhueco eficientemente.

1.3. Lodo Base Aceite (OBM).En algunos casos, las condiciones de fondo de pozo hacen necesario agregarle aceite al lodobase agua, o usarlo en lugar de la misma como fase continua del lodo. Esto se conoce como

lodo base aceite, y tienen muchas ventajas:

- Estabiliza la formacin.- Reduce los problemas de perforacin de fondo de pozo.

Sin embargo, es ms difcil para la cuadrilla trabajar con este lodo, ya que la mesa se poneresbalosa y el medio ambiente se puede ver afectado, por ejemplo, si el contrapozo o el tanquede viaje se rebosan, o si se presenta una contingencia mayor. Desde un punto de vidaambiental, el lodo base aceite es mas difcil de manejar, y el aceite debe eliminarse de loscortes de perforacin para poder disponerlos adecuadamente. Adems, al realizar trabajos encaliente como soldadura y con pulidora, el riesgo es mayor comparado con el lodo base agua.


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1.4. Perforacin con Aire.Algunas veces el fluido de perforacin es aire seco o gas natural. Cuando se perfora con aire,se usan compresores en lugar de bombas de lodo. Al perforar con aire o gas se previene eldao de formacin y se evitan problemas graves por prdidas de circulacin, adems el aire ogas hace que la broca perfore muy rpido. Las condiciones de fondo de pozo deben ser lasadecuadas para poder usar aire o gas. Por ejemplo, la broca no puede perforar fluidos de

formacin que contengan grandes cantidades de agua. El agua se mezcla con los cortes y elaire o gas, taponando el pozo.

1.5. Perforacin con Espuma Foam Drilling.Cuando en la formacin que se est perforando hay presentes pequeas cantidades de agua,un equipo especial puede inyectar la espuma dentro del flujo de aire. La espuma ayuda aseparar los cortes y remueve el agua del pozo.

1.6. Perforacin Aireada Aereated Drilling.En algunos casos el operador del taladro puede usar lodo aireado, el cual al igual que laperforacin con espuma, ayuda a prevenir derrumbes y taponamientos en el pozo. Laperforacin aireada usa lodo y aire, bombendolos dentro del stand pipe al mismo tiempo.


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2. FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIN.

2.1. Generalidades.Cuando el lodo circula hacia abajo a travs de la sarta de perforacin, y arriba por el anular,lleva a cabo varias tareas:a) Limpia el hueco.b) Refrigera y lubrica.c) Lleva los cortes hasta superficie.d) Revela informacin a cerca del pozo.e) Estabiliza el hueco.f) Controla la presin de la formacin.g) Suspende los cortes de perforacin.

2.2. Limpieza del Hueco.Un hueco limpio le permite a la broca perforar y cortar las rocas de la formacin. El lodo sale delas boquillas de la broca y remueve los cortes que hay en el fondo del pozo. Despus lostransporta a superficie para disponerlos.

2.3. Refrigeracin y Lubricacin.En el fondo del pozo hay calor. Las formaciones profundas pueden ser bastante duras, y lafriccin debido a la rotacin de las herramientas de perforacin genera una gran cantidad decalor. Las altas temperaturas incrementan el desgaste de la sarta y de la broca. El fluido deperforacin reduce la temperatura de la sarta en el fondo del pozo mientras se perfora.Adems, el lodo lubrica la sarta y la broca, y previene el desgaste.


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2.4. Proteccin de las Paredes del Pozo.El lodo estabiliza el hueco, evitando que se derrumbe. A medida que se mueve hacia arriba enel pozo, usualmente fluye por formaciones permeables. Estas le permiten al f luido fluir. Cuandoel lodo est cerca de una formacin permeable, la presin hace que la parte lquida del lodo,llamada filtrado, entre a pequeas aberturas, o poros en las formaciones. Esto deja en lasparedes del pozo una delgada capa de partculas slidas conocida como torta de lodo. Estacapa de slidos cubre las paredes del pozo al igual que el yeso en la pared de un edificio. La

torta de lodo previene los derrumbes en el pozo.2.5. Presin de Formacin.La columna de lodo en el pozo crea una presin en el fondo del mismo, llamada presinhidrosttica. Esta presin contrarresta la presin de la formacin. El lodo es la primera lnea dedefensa en el control de pozos. Mientras el pozo est lleno de lodo del peso adecuado, no esprobable que se presente una patada ni un reventn.

Una patada es la entrada de fluidos de formacin en el pozo. La patada hace que el lodo salgadel pozo. Si la cuadrilla no es capaz de controlar una patada, se puede presentar un reventn.Un reventn es un flujo incontrolado de lodo y f luidos de formacin fuera del pozo.

2.6. Obteniendo Informacin de fondo de Pozo.El lodo tambin se usa para obtener informacin de fondo de pozo. Los gelogos, examinandolos cortes en superficie, pueden obtener informacin importante a cerca de la formacin que seest perforando, y las condiciones de fondo de pozo.

3. PROPIEDADES Y ADITIVOS DEL LODO.3.1. Bentonita.

En lodos base agua o base aceite, la cuadrilla usualmente adiciona una arcilla llamadaBentonita, o un mineral similar. La Bentonita se hincha en el agua, por consiguiente, espesa ellodo, dndole viscosidad que ayuda a limpiar los cortes del hueco, y suministra otraspropiedades deseables.


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3.2. Barita.Es un mineral pesado. La cuadrilla le agrega Barita al lodo para aumentar su peso, o densidad.La Barita es 4 veces ms pesada que el agua. El lodo pesado ejerce ms presin que el lodoliviano, controlando la presin de la formacin. Esto se conoce como control de pozo primario.

3.3. PH.El control de muchas propiedades del lodo depende de su PH. El PH del lodo es una medidade su acidez o alcalinidad. La escala del PH va de 0 a 14. Si el lodo es neutro, su PH es de 7.Un lodo con un PH menor de 7 se considera cido, si el PH es mayor de 7 el lodo es alcalino.Muchos lodos de perforacin necesitan un PH alto, al menos de 9 o mayor.

3.4. Soda Custica.Debido a que el lodo necesita tener un PH alto, otro aditivo comn de los lodos es la SodaCustica, o Hidrxido de Sodio (NaOH). La cuadrilla la usa para controlar el PH, la Soda loincrementa haciendo el lodo ms alcalino. En general, los custicos son los qumicos mspeligrosos que usted puede manipular en un taladro. Las soluciones fuertes pueden quemarseriamente la piel. Sea muy cuidadoso al manipularlos para evitar lesiones.


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Use el Equipo de Proteccin personal adecuado (EPP):a) Casco.b) Gafas de seguridad.

c) Careta.d) Peto (Slicker).e) Guantes de Nitrilo.Recuerde tambin que siempre se debe agregar la soda custica al agua, nunca adicione aguaa la soda custica, si usted hace esto ltimo, la soda custica puede burbujear y salpicarlo,cubrindolo y quemndolo.

3.5. Lodo Gelificado.Cuando la perforacin se detiene , mientras la cuadrilla hace una conexin para adicionar unaparada o un tubo a la sarta, normalmente el perforador para el bombeo de lodo. Cuando elbombeo se detiene, el lodo deja de moverse. Al estar quieto, el lodo se gelifica; es decir, seconvierte en un semislido como la gelatina. El lodo gelificado suspende los cortes y evita quese vayan al fondo y se acumulen alrededor de la broca. La habilidad de este gel para mantenerlos slidos suspendidos se conoce como resistencia del gel gel strength.


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Cuando el perforador enciende la bomba para continuar con la circulacin de lodo, el gelstrength del lodo disminuye, lo cual permite que el lodo fluya fcilmente.

4. PRUEBAS QUE SE LE HACEN AL LODO.

4.1. Generalidades.En el taladro, es importante que la cuadrilla monitoree y mantenga constantemente laspropiedades del lodo. Un miembro importante del equipo de perforacin es el ingeniero delodos. El lleva a cabo pruebas con el fluido de perforacin. Su trabajo es monitorear y mantenerlas propiedades del lodo segn las especificaciones del operador del pozo. Tambin puederecomendar cambios para mejorar la perforacin, como adicionar Soda Custica paraincrementar el PH.

4.2. Balanza para Lodo.La densidad o peso por unidad de volumen del lodo de perforacin determina la cantidad depresin hidrosttica que la columna de lodo ejerce sobre la formacin. Por consiguiente esimportante conocer la densidad del lodo todo el tiempo. Para determinar la densidad del lodo,el ingeniero de lodos o un ayudante usan una balanza. La persona que pesa el lodo coloca unapequea cantidad del mismo en el contenedor de la balanza. Despus mueve un contrapesoajustable a la derecha o a la izquierda hasta que el brazo de la balanza queda en equilibrio.


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Despus la persona lee la densidad del lodo en un punto en el brazo de la balanza cerca alcontrapeso, en muchas reas se lee en libras por galn (ppg) pero algunas veces las lecturasse hacen en libras por pie cbico, o en miligramos por litro. La cuadrilla le llama a la densidaddel lodo peso del lodo.

4.3. Marsh Funnel.La viscosidad del lodo es su espesor o resistencia al flujo. Tambin es un factor importante. La

viscosidad del lodo determina la capacidad que tiene para transportar los cortes y sacarlos delpozo. Una forma de medirla es su viscosidad Funnel Funnel viscosity. Consiste en la cantidadde segundos que requiere un cuarto de galn de lodo para salir de un embudo especial. Elembudo tiene un hueco de tamao estndar en el fondo. El ingeniero de lodos o el ayudantecolocan un cuarto de lodo dentro del embudo y registran el tiempo que le toma salir delembudo, cayendo en un recipiente. Por ejemplo, si el tiempo es de 35 segundos, la viscosidadFunnel ser de 35 segundos/cuarto de galn.

Un lodo menos viscoso fluir ms rpido a travs del embudo. Un lodo ms viscoso o espesofluir ms despacio.

4.4. Viscosmetro Rotacional.Este instrumento tambin mide la viscosidad. Es una medida ms cientfica que la viscosidadFunnel. Un viscosmetro Fan V 6 mide la viscosidad del lodo en centipoises (cP). Un cP esuna unidad de medida para la viscosidad.


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El viscosmetro Fan V 6 trabaja haciendo girar un rotor en una muestra de lodo, a dosvelocidades diferentes. Adems, un Fan V 6 se usa para determinar el yield point del lodo, elcual es una medida de la resistencia al flujo. Combinado con un medidor de tiempo, elviscosmetro tambin registra el gel strength del lodo. Esta es la habilidad del lodo parasolidificarse temporalmente o gelificarse cuando no est fluyendo. Cuando el gel strength esmuy bajo, el lodo no puede suspender las partculas.

4.5. Filtroprensa.

Dentro de un contenedor se encuentra una pieza de papel poroso llamado papel de filtro.Dentro del contenedor tambin hay una muestra de lodo. El ingeniero de lodos coloca lamuestra en el contenedor a una presin de 100 psi por 30 minutos. La presin hace que laparte lquida del lodo, o filtrado, pase a travs del papel de filtro y caiga dentro de un cilindrograduado.

Midiendo la cantidad de filtrado, el Ing. de lodos puede obtener una indicacin de la cantidad defiltrado que se perder en la formacin y la cantidad de slidos o torta de lodo a formarse en lapared del hueco.

4.5. Prueba de Cloruros.Los Ingenieros de lodos pueden correr otra prueba. Se hace una para hallar sal o cloruros en elfiltrado. Adicionando Cromato de Potasio y otros qumicos, el ingeniero puede determinar si elhueco ha penetrado una formacin de sal. Tambin puede determinar si agua salada haentrado al hueco, lo cual es una indicacin de una patada.


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PERFORACIN DE POZOS DE PETRLEO CAPTULO 4Circulacin del Lodo y Equipo de Tratamiento

1. REVISIN DEL SISTEMA DE LODO.1.1. Generalidades.

El taladro usa muchas piezas de equipo para circular o tratar y acondicionar el lodo.

1.2. Tanques de Lodo.La circulacin de lodo empieza en los tanques, tambin conocidos como mud pits. La cuadrillaprepara el lodo en estos tanques y lo deja listo para la circulacin.

1.3. Bombas de Lodo.La bomba de lodo es el corazn del sistema de circulacin. Por lo general los equipos tienendos bombas, una principal y la otra como back up, o si las condiciones del hueco lo requieren,el perforador puede combinar las dos bombas para circular grandes volmenes de lodo. Enpozos profundos el taladro puede tener tres o cuatro bombas combinadas.

Las potentes bombas succionan el lodo de los tanques envindolo a la sarta.

1.4. Stand Pipe y Manguera de Lodo Rotary Hose.La bomba mueve el lodo por la lnea de descarga haciendo que este suba al stand pipe y pasepor la manguera de lodo. El stand pipe lleva el lodo hasta aproximadamente la mitad de laaltura de la torre. La rotary hose est unida al stand pipe, es una manguera fuerte y flexible quese mueve con el swivel o con el top drive a medida que estos suben o bajan en la torre. De lamanguera, el lodo se mueve por el swivel, impulsado por la presin de la bomba, y baja por laKelly y la sarta de perforacin.


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En los equipos con top drive el lodo se mueve a travs de un pasaje en el top drive y despusbaja por la sarta.

1.5. Broca y Anular.La bomba mueve el lodo hacia abajo, a travs de la sarta de perforacin, hasta la broca. En labroca el lodo sale por las boquillas.

Los chorros de lodo mantienen la broca libre de cortes. El lodo continua movindose haciaarriba por el anular llevando consigo los cortes de perforacin.

1.6. Lnea de Retorno, Rumbas y TanquesEl lodo con los cortes pasa del anular a la lnea de retorno, tambin conocida como flow line,hasta llegar a las rumbas shale shaker.Las rumbas remueven los cortes presentes en el lodo; despus el lodo cae en los tanques,donde la bomba puede succionarlo para continuar el proceso de circulacin.

2. Almacenamiento de Lodo y Piscinas de Reserva.2.1. Generalidades.El lodo se prepara en la locacin. Muchos equipos tienen varios tanques de acero. El lodo y losaditivos se mezclan en los tanques. Algunos equipos terrestres tambin tienen piscinas dereserva en el piso. Los tanques tambin se conocen como mud pits. Sin embargo el trminotanque de lodo es el ms usado.


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El taladro no necesariamente usa todos los tanques al mismo tiempo. Los tanques activos leproporcionan lodo a las bombas.

2.2. Casa de Lodo Mud House.Frecuentemente los componentes del lodo llegan al taladro en sacos. Normalmente la cuadrilla

almacena los sacos en un compartimento especial llamado mud house o sack room. La casade lodo mantienen los sacos secos y facilita su cuidado.

2.3. Tanques para Aditivos Bulk Tanks.Almacenan aditivos como Barita y Bentonita. Algunas veces los aditivos se usan en cantidadestan grandes que los proveedores los colocan en bulk tanks para ahorrar tiempo y dinero. Lostanques de aditivos bulk tanks usualmente tienen una tolva para transferir los aditivos deltaladro al sistema de circulacin.

2.4. Tanques Activos.La bomba succiona el lodo de los tanques activos y lo circula a travs del sistema. La cuadrillaconecta los tanques de lodo entre s con tubera y manifolds. El nmero de tanques activosdepende de:

a) La cantidad de lodo necesaria para mantener el hueco lleno.b) El volumen requerido en superficie para mantener el lodo circulando adecuadamente.

2.5. Trampa de Arena Sand Trap.Es el tanque que se encuentra directamente debajo del shale shaker. El shale shaker remuevela mayora de los cortes del lodo, pero algunos son tan pequeos que la rumba no puedeatraparlos. Estos cortes pequeos caen en la trampa de arena. Es el primer tanque deasentamiento. La cuadrilla tiene que limpiarla regularmente para remover la acumulacin deslidos.


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2.6. Tanques de Asentamiento.Algunos equipos pequeos o antiguos pueden tener dos o ms tanques de asentamiento en elsistema. Ellos permiten que los slidos en el lodo se precipiten, sin embargo estos tanques noson muy buenos comparados con los equipos de remocin de slidos de la nueva generacin.Por ello hoy en da la mayora de los equipos usan un desarenador desander y un removedorde silt desilter.

2.7. Tanques de Reserva.

No son parte del sistema de los tanques activos. La cuadrilla los usa para mantener el excesode lodo o para o para mezclar un lodo de otro tipo cuando es necesario. Tambin sirven paraalmacenar lodo pesado para operaciones de emergencia de control de pozo.

2.8. Tanque de la Pldora Slug Tank.Es un tanque de asentamiento relativamente pequeo, o puede ser una seccin pequea de untanque grande. La cuadrilla lo usa para mezclar una pldora slug, una pldora slug es unapequea cantidad de lodo pesado que se bombea por la sarta. La cuadrilla tambin puede usarel tanque de la pldora para mezclar una pequea cantidad de lodo con propsitos especiales.Por ejemplo, una pldora de alta viscosidad.

2.9 Tanque de Succin.

Almacena el lodo que est listo para ser circulado al fondo del pozo. El lodo que est en eltanque de succin debe estar limpio, libre de gas y slidos.

2.10 Tanque Qumico.Se usa para mezclar qumicos, como la soda custica, para despus enviarlos a los tanquesactivos.

2.11. Piscina de Reserva.Es una piscina grande que se encuentra cerca al taladro. La cuadrilla la usa para colocardesechos del lodo. En una emergencia tambin pueden usarla para almacenar ms lodo del


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que los tanques pueden albergar. El operador recubre la piscina con geomembrana para evitarque los lquidos se filtren en el suelo.Los taladros que se encuentran perforando en reas ambientalmente sensibles no tienenpiscinas de reserva. Los desechos se almacenan en un rea de disposicin aprobada.

3. Bombas de Lodo.3.1. Generalidades.Las potentes bombas de lodo succionan el fluido de los tanques y lo circulan hasta el fondo delpozo, fuera de la broca y de vuelta la superficie. Usualmente los taladros tienen dos bombas, y

algunas veces 3 o 4. Normalmente se usa una sola bomba. Las otras se mantienen como backup en caso de que una falle. Algunas veces la cuadrilla puede combinar las bombas. Es decir,ellos pueden usar 2, 3 o 4 bombas al mismo tiempo para mover grandes volmenes de lodo deser necesario. Los equipos usan uno de dos tipos de bombas de lodo:

a) Bombas Triplex. Tienen 3 pistones que se mueven hacia delante y hacia atrs dentro de unacamisa liner.

b) Bombas Duplex. Tienen 2 pistones que se mueven hacia delante y hacia atrs dentro de unacamisa liner.

Ventajas de las Bombas Triplex:

- Ellas pesan 30% menos que las bombas duplex.

- El mantenimiento es ms fcil y rpido.- Su operacin es menos costosa.- La parte que contiene los pistones y las camisas Fluid End es ms accesible.- El lodo se mueve suavemente en la descarga de la bomba.- Mueve grandes volmenes de lodo a alta presin.

Las bombas triplex estn reemplazando las bombas duplex.

3.2. Bomba Triplex.El pistn descarga lodo slo cuando se mueve hacia delante en la camisa. Cuando se muevehacia atrs, succiona lodo en el mismo lado del pistn. Por eso se conocen como bombas


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triplex de un sentido single acting triplex pumps, bombeando lodo a velocidades relativamentealtas.La potencia de entrada en caballos de fuerza va de 220 a 2200 (164 a 1641 Kwatts). Lasbombas grandes pueden bombear ms de 1100 galones por minuto (4000 litros por minuto).Las bombas de algunos taladros tienen presiones de trabajo superiores a 7000 psi (5000Kilopascals) con camisas de 5 pulgadas (127 mm).

3.3 Operacin de la bomba triplex.Tiene tres pistones, cada uno de los cuales se mueve en su propia camisa. Tambin tiene tresvlvulas de succin y tres de descarga. Adems posee un amortiguador de pulsacionespulsation dampener en la lnea de descarga.

Cuando el pistn ha completado su carrera hacia atrs succiona lodo de la vlvula de entrada osuccin, la cual se encuentra abierta. En ese momento la vlvula de descarga se encuentracerrada. Cuando se mueve hacia delante, la vlvula de succin se cierra y la de descarga seabre, de forma que el pistn comprime el lodo hacia la lnea de descarga a travs de la vlvulade descarga.

Un resorte resistente mantiene las vlvulas de succin o de descarga cerradas. Los trespistones trabajan juntos para suministrar un flujo continuo de lodo el cual entra y sale de labomba. Los miembros de la cuadrilla pueden cambiar las camisas y los pistones instalndolosde diferentes dimetros.

- Por lo general se usan camisas y pistones de gran dimetro para bombear grandesvolmenes a baja presin.- Usualmente se usan camisas y pistones de dimetro pequeo para bombear bajos volmenesa alta presin.

3.4 Bomba DuplexLos pistones descargan lodo a un lado del pistn y al mismo tiempo succionan lodo en el otrolado.

A medida que el pistn se mueve hacia adelante, descarga lodo a un lado y simultneamentesucciona lodo en el otro. Entonces, mientras se mueve hacia atrs, descarga lodo en el ladoopuesto y succiona lodo por el lado en el cual lo haba descargado inmediatamente antes. Porconsiguiente las bombas duplex son de doble accin double acting. Las bombas de dobleaccin mueven ms lodo en una sola carrera que una bomba triplex. Sin embargo, debido aque son de doble accin, tienen un sello alrededor de la varilla del pistn piston rod. El selloevita que se muevan tan rpido como las bombas triplex.La potencia de entrada en caballos de fuerza va de 190 a 1790 HP (142 a 1335 Kwatts). Lamxima presin de trabajo es de 5000 psi ( 35000 Kilopascales) con camisas de 6 pulgadas(152 mm).

Las bombas triplex y duplex se conocen como bombas reciprocantes debido al movimientohacia delante y hacia atrs de sus pistones.

3.5 Componentes de la BombaUna bomba de lodo tiene un extremo del fluido fluid end, un extremo de potencia power endy vlvulas de entrada y de descarga.

Fluid End: Contiene los pistones y las camisas las cuales succionan y descargan el fluido olodo. Los pistones de la bomba succionan el lodo a partir de las vlvulas de entrada ycomprimen el lodo hacia fuera a travs de las vlvulas de descarga.


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Power End: Alberga el ensamblaje del eje y el engranaje que mueve los ensamblajes del pistnen el fluid end.

Las bombas obtienen su potencia a partir de un motor. Los taladros grandes con motoreselctricos diesel usan potentes motores elctricos para accionar las bombas. Los taladrosmecnicos usan mecanismos de cadenas o bandas de potencia, correas de los motores deltaladro y compounds para accionar las bombas.

3.6 Amortiguador de Pulsaciones Tipo Vejiga Bladder Type Pulsation DampenerSe encuentra conectado a la lnea de descarga y suaviza las surgencias creadas por lospistones a medida que ellos descargan lodo. La vejiga bladder en el cuerpo del dampenersepara el gas nitrgeno presurizado que se encuentra en la parte superior de la misma del lodoque est debajo.La vejiga est hecha de caucho sinttico y es flexible; cuando la descarga de lodo ejercepresin contra el fondo de la vejiga, el nitrgeno presurizado que se encuentra encima de ellaamortigua la surgencia. Esta resistencia suaviza el flujo del lodo que sale de la bomba.Sin un dampener, las surgencias de lodo podran causar vibracin, daos y desgaste delequipo.


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3.7 Amortiguador de Pulsaciones sin Vejiga Non Bladder Type Pulsation DampenerEs lo ltimo en dampeners. No tiene vejiga. Tiene 4 pies (1.2 m) de dimetro; es una esferaconstruida en la lnea de descarga de la bomba.

La gran recamara est llena de lodo. No tiene partes mviles, por ello no necesitamantenimiento. El lodo que se encuentra en esta gran esfera absorbe las surgencias creadaspor el lodo que sale de la bomba.

3.8 Amortiguador de Pulsaciones de la Lnea de Succin Suction DampenerSuaviza el flujo de lodo que entra a la bomba. Los taladreros lo colocan en las lneas desuccin de las bombas triplex. Dentro de la cmara de acero hay una vejiga o diafragma decaucho cargado con aire.

La cuadrilla carga la vejiga con una presin entre 10 y 15 psi (50 a 100 Kpa). El dampener desuccin absorbe las surgencias en la lnea de succin de la bomba, las cuales son creadas porel rpido movimiento de los pistones dentro de sta. Los pistones arrancan y paranconstantemente el flujo de lodo a travs de la bomba.

En el otro extremo de la l nea de succin hay una bomba de carga que alimenta las bombas delodo, la cual enva un flujo suave de lodo a la entrada de la bomba. Cuando este flujo suavechoca con las surgencias provocadas por los pistones, el dampener absorbe el impacto.

3.9 Vlvula de Alivio de la Lnea de Descarga Discharge Line Relief ValveLos trabajadores siempre instalan una vlvula de alivio en la lnea de descarga. Ellos la instalanal lado de la descarga, cerca de la lnea. Si por alguna razn se acumula mucha presin en lalnea de descarga, quizs la broca o el anular se taponaron, y la vlvula de alivio se abre. Lavlvula abierta protege la bomba de lodo y el sistema de circulacin del dao que pueda causarla sobre presin.

3.10 Vlvula de Alivio de la Succin Suction Line Relief ValveAlgunos propietarios de taladros instalan una vlvula de alivio en la succin. La instalan en laparte superior de la lnea de succin cerca al dampener de succin. Se coloca en la partesuperior para que no se tapone con lodo cuando el sistema est cerrado. Protege la carga de la


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bomba y el dampener de la lnea de succin. Una vlvula de alivio de la succin tiene por logeneral 2 pulgadas (50 mm) de abertura seteada seat opening. Normalmente se ajusta a unapresin de alivio relieving pressure de 70 psi (500 Kpa).

Si tanto la vlvula de la lnea de succin como la de la lnea de descarga fallan en el mismolado de la bomba se puede presentar un fuerte contraflujo o una presin de surgencia. Unfuerte contraflujo podra daar la carga de la bomba o el dampener de la lnea de succin.

3.11 Lneas de DescargaSon lneas de alta presin a travs de las cuales la bomba mueve el lodo. Desde estas lneasel lodo se mueve al stand pipe y a la manguera flexible pasando despus a la sarta deperforacin.

4. ACONDICIONAMIENTO DEL LODO4.1 GeneralidadesLa rumba saca mecnicamente los cortes del lodo. No es capaz de remover cortes muy finos opartculas slidas pequeas. Los slidos pueden ser partculas finas de arena y otrosmateriales llamados con frecuencia silt. Las buenas prcticas de perforacin requieren laremocin de slidos indeseables. Si no se remueven, los slidos pueden:

a) Incrementar demasiado el peso del lodo.b) Reducir la rata de penetracin de la broca.c) Incrementar el desgaste del equipo de circulacin.

El taladro usa equipos mecnicos de remocin de slidos como hidrociclones y centrfugas.Algunas veces el hueco penetra formaciones que tienen pequeas cantidades de gas. Este gasse mezcla con el lodo y debe removerse antes de que la bomba recircule el fluido al fondo delpozo. Para remover el gas que se ha mezclado con el lodo se usa un desgasificadordegasser.

4.2 Rumbas Shale ShakerPoseen mallas vibratorias. El lodo y cortes de perforacin de la l nea de retorno fluyen hacia elshaker. Las mallas o pantallas vibratorias atrapan los cortes. Estos cortes van a la piscina dereserva, o a otro contenedor para disponerlos. El lodo lquido va a la trampa de arena sandtrap, el cual es un tanque de lodo especial.


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El shale shaker se ve simple, pero los fabricantes lo disean cuidadosamente para que laszarandas screens vibren de forma controlada.

4.3 Desgasificador DegasserAlgunas veces la cuadrilla enva el lodo a un desgasificador de vaco vacuum degasser. Esteremueve el gas del lodo. Si el gas no se remueve, el lodo se torna demasiado liviano, y no lo

suficientemente denso. Como resultado, puede presentarse una patada. Los fluidos deformacin pueden entrar al hueco y tener que ser controlados para evitar un reventn.

Si el perforador recircula lodo cortado con gas gascut mud, el gas puede causar problemasen las bombas, debido a la cavitacin gas locked pump. Las bombas bombearan gas y lodoen lugar de slo lodo, lo cual es altamente ineficiente, por eso se usa el desgasificador pararemover el gas.

4.4 Operacin del Desgasificador de VacoEn l, el lodo y el gas entran por la parte superior y se esparcen sobre varios platos. Al esparcirel lodo de esta forma hay suficiente rea para que el gas se separe. Una bomba de vaco creauna presin negativa la cual es ms baja que la atmsfera circundante dentro deldesgasificador.

Este vaco hace que el gas escape fcilmente del lodo. El gas removido sale por una lnea deventeo, la cual lo enva a una distancia segura del taladro. El lodo libre de gas cae al fondo deldesgasificador, y va a los tanques de lodo.

4.5 HidrociclnConformado por varios conos. El lodo entra a travs de una abertura situada en la parte anchade cada cono. El lodo se arremolina dentro del cono. La fuerza centrfuga o movimiento decicln lanza las partculas ms grandes hacia las paredes del cono. All las partculas semueven hacia el fondo del cono, y se precipitan, cayendo fuera. El lodo limpio sale por la partesuperior del cono.


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Un desarenador tiene conos grandes. Remueve partculas pequeas de alrededor de 40micrones. Un micrn es 1/1000.000 de metro. Un desilter tiene conos ms pequeos que eldesarenador, removiendo partculas de alrededor de 20 micrones. Un mud cleaner tiene conosan ms pequeos. Remueve partculas de alrededor de 7 micrones. Ya que la Barita, slidonecesario que le da peso al lodo tambin tiene un tamao de cerca de 7 micrones, laszarandas la recuperan de forma que puede ser devuelta al sistema de lodo.

4.6 Operacin del HidrociclnEl lodo entra por un lado del cono, y se mueve en espiral hacia abajo. Este movimiento envalos slidos hacia las paredes. Adems el espiral forma un vrtice en el centro, similar a untornado. El vrtice es un rea de menor presin, por ello enva el lodo lquido hacia arriba atravs del centro hasta la parte superior del cono.

Mientras tanto, los slidos se deslizan hacia abajo por las paredes y salen por la parte inferiorde los conos. Entre ms pequeo es el cono, ms pequea es la partcula que puede remover,pero se necesitan ms conos para recibir un volumen dado de lodo.

4.7 CentrifugaLa centrfuga hace girar el lodo a alta velocidad. Esto crea fuerza centrfuga, enviando las

partculas hacia las paredes de la centrifuga, donde son removidas. Remueve partculaspequeas de 2 a 5 micrones, lo cual incluye la Barita.

Algunas veces la cuadrilla usa la centrfuga a una velocidad especfica para remover la Barita,de forma que el taladro puede usarla de nuevo en el prximo pozo. Ocasionalmente, elpropietario del taladro usa dos centrfugas, una remueve la Barita y la otra las partculas msfinas. Despus la cuadrilla enva la Barita al sistema de lodo.


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4.8 Agitador de LodosUbicados en los tanques de lodo. Ellos agitan el lodo en los tanques para evitar que seprecipite, manteniendo uniformes las propiedades del fluido de perforacin. Un tipo popular esel de paletas. Un motor elctrico hace rotar las aspas que baten el lodo.

4.9 Totalizador del Volumen de los Tanques Pit Volume Totalizer (PVT)Le permite al perforador conocer los cambios en el nivel de lodo en los tanques. Un flotador encada tanque sube y baja a medida que el nivel de lodo hace lo mismo. Por ejemplo, si el nivelaumenta, el flotador sube enviando una seal a un registrador y a un panel digital en la mesarotaria. El panel le avisa al perforador que el nivel ha subido. El PVT mide el nivel de lodo decada tanque, totaliza la ganancia o prdida y enva esta informacin al perforador en la mesarotaria. Si el nivel de lodo cae, se estn teniendo prdidas del mismo.

Usualmente la cuadrilla instala un flotador en cada tanque activo. El flotador sube y bajadependiendo del nivel. El nivel de lodo en el tanque es una informacin vital. Si aumenta,significa que hay una patada de pozo. Si baja, el lodo se est perdiendo en la formacin. Lasprdidas de circulacin causan prdidas de presin hidrosttica y patadas de pozo.Perforar sin retorno de lodo en superficie (con prdidas) es como perforar a ciegas. No existecomunicacin entre el fondo del pozo y la superficie.


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4.10 Bombas CentrfugasEllas bombean a presin relativamente baja pero pueden mover grandes volmenes de lodo.Su funcin es alimentar la entrada de las bombas de lodo. Las pequeas bombas centrfugastoman el lodo del tanque de succin, movindolo a travs de una lnea conectada a la lneaprincipal de succin de las bombas, manteniendo la lnea de succin llena de lodo todo eltiempo.

Si no se usan bombas centrfugas, la fuerza de gravedad alimenta la lnea de succin de las

bombas principales. Pero slo la gravedad puede no ser suficiente. Los pistones de las bombassuccionan el lodo bastante rpido, y la gravedad no es capaz de mantener la lnea de succinllena de lodo todo el tiempo. La bomba centrfuga se usa para mezclar los componentes dellodo.

4.11 TolvaEs un embudo grande. Los miembros de la cuadrilla vierten aditivos dentro de ella. No se usapara mezclar Soda Custica. La tolva puede salpicar con Soda la cara de los trabajadores quela estn vistiendo. Adems de ser peligroso, adicionar soda custica a travs de la tolva puedeflocular el lodo. Para manipular la Soda Custica es necesario usar:- Gafas de seguridad que se adhieren a la cara con bandas elsticas.- Careta.- Guantes de Caucho.- Botas de Seguridad.

- Peto.- Casco de Seguridad.La Soda Custica debe agregarse usando el t

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