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Componentes De Un Taladro De Perforación Petrolera Un taladro moderno de Perforación rotatoria, de cualquier tipo consiste de 5 componentes Principales: 1) Broca de perforación y sarta de perforación. 2) Sistema de circulación del fluido de perforación. 3) Sistema de Movimiento de la sarta de perforación. 4) Sistema de suministro de Energía. 5) Sistema de válvulas preventoras. (BOPs) El término rotaria proviene del movimiento físico de la sarta El término rotaria proviene del movimiento físico de la sarta de perforación y la broca (1), el cual va aplicando una fuerza rotaria de corte a la roca en el fondo del pozo. La rotación puede ser aplicada en superficie a toda la sarta o bien por un motor en fondo a una parte del ensamblaje de fondo (Bottom hole assembly, BHA). La sarta de perforación consiste en tubería de acero la cual conduce en su interior el fluido de perforación hasta la broca de perforación. Esta sarta de perforación es una combinación de tubería ‘standard’ de perf oración, tubería de perforación más pesada, de mayor diámetro y calibre, y ‘botellas’ (Drill collars) aún
más pesadas. Todo esta sarta es montada en la torre de perforación que tiene un sistema para el movimiento vertical (hacia adentro y hacia fuera) de dicha sarta(3). Este sistema está compuesto de: el malacate, el conjunto de poleas en la corona, el bloque viajero y la línea de perforación. La rotación de la sarta en superficie es aplicada a la sarta por una de dos maneras: Por medio de un sistema de kelly, o por medio de un Top Drive. El fluido de perforación, comúnmente llamado lodo de perforación, se almacena en tanques o piscinas, y desde allí el lodo puede ser bombeado a través del standpipe a la swivel donde entra a la kelly o al Top Drive, luego por toda la sarta de perforación hasta la broca, antes de regresar a la superficie a través del anular, (el espacio entre la sarta de perforación y las paredes del hueco). Y al regresar a la superficie el lodo es pasado por varios elementos del equipo de control de sólidos para que le sean retirados los cortes de la perforación , antes de regresar a los tanques de lodo y completar el ciclo completo(2). Las formaciones en la 10 CRISTIAN DIOSA
Componentes De Un Taladro De Perforación Petrolera Un taladro moderno de Perforación rotatoria, de cualquier tipo consiste de 5 componentes Principales: 1) Broca de perforación y sarta de perforación. 2) Sistema de circulación del fluido de perforación. 3) Sistema de Movimiento de la sarta de perforación. 4) Sistema de suministro de Energía. 5) Sistema de válvulas preventoras. (BOPs) El término rotaria proviene del movimiento físico de la sarta El término rotaria proviene del movimiento físico de la sarta de perforación y la broca (1), el cual va aplicando una fuerza rotaria de corte a la roca en el fondo del pozo. La rotación puede ser aplicada en superficie a toda la sarta o bien por un motor en fondo a una parte del ensamblaje de fondo (Bottom hole assembly, BHA). La sarta de perforación consiste en tubería de acero la cual conduce en su interior el fluido de perforación hasta la broca de perforación. Esta sarta de perforación es una combinación de tubería ‘standard’ de perf oración, tubería de perforación más pesada, de mayor diámetro y calibre, y ‘botellas’ (Drill collars) aún
más pesadas. Todo esta sarta es montada en la torre de perforación que tiene un sistema para el movimiento vertical (hacia adentro y hacia fuera) de dicha sarta(3). Este sistema está compuesto de: el malacate, el conjunto de poleas en la corona, el bloque viajero y la línea de perforación. La rotación de la sarta en superficie es aplicada a la sarta por una de dos maneras: Por medio de un sistema de kelly, o por medio de un Top Drive. El fluido de perforación, comúnmente llamado lodo de perforación, se almacena en tanques o piscinas, y desde allí el lodo puede ser bombeado a través del standpipe a la swivel donde entra a la kelly o al Top Drive, luego por toda la sarta de perforación hasta la broca, antes de regresar a la superficie a través del anular, (el espacio entre la sarta de perforación y las paredes del hueco). Y al regresar a la superficie el lodo es pasado por varios elementos del equipo de control de sólidos para que le sean retirados los cortes de la perforación , antes de regresar a los tanques de lodo y completar el ciclo completo(2). Las formaciones en la 10 CRISTIAN DIOSA
sección superficial de un pozo, generalmente están aisladas por tubo conductor de acero de diámetro grande, llamado revestimiento o casing, El cual ha sido cementado en su sitio. El espacio anular por el cual el lodo regresa a la superficie es ahora el espacio entre el interior del revestimiento y el exterior de la sarta de perforación. A este revestimiento se conectan las válvulas preventoras o BOPs (Blow Out Preventors)(5), una serie de válvulas y sellos que pueden ser usados para cerrar el anular o la boca completa del pozo con el fin de controlar altas presiones de fondo cuando se presentan. Todo el equipo descrito anteriormente se opera con un sistema central de energía(4), el cual también suministra la energía para el alumbrado eléctrico, para las compañías de servicio, etcétera. Normalmente, esta fuente de energía es una planta eléctrica movida por un motor diesel.
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SISTEMA DE ELEVACIÓN. Función. La función del sistema elevador es la de meter y sacar las distintas tuberías y herramientas necesarias al pozo lo más rápido posible. Al meter y sacar tubería se le llama hacer un viaje. Principales componentes del sistema de elevación. 1.- Aparejo de poleas. Corona. Polea Viajera. Cable 1 3/8 2.- Mástil. 3.- Malacate. 4.- Equipo de elevación. Ganchos. Elevadores. Indicadores de peso
MALACATE. Es la unidad de potencia más importante de un equipo de perforación y/o mantenimiento a pozos, por lo cual su selección requiere de una atención especial, cuando los equipos son comprados, ó utilizados en programas de trabajo especiales. Los malacates han venido sufriendo algunos cambios, pero sus funciones son las mismas.
Función del malacate. Es un sistema de levantamiento en el que se puede aumentar o disminuir la capacidad de carga a través de un cable enrollado en un carrete.
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Partes que integren un malacate. Motor, convertidor, embrague, transmisión,cadenas, bandas,flechas, rodamientos, bombas y mangueras.
Tipos de malacates. Los malacates más conocidos entre otros son: Ideco 2100, CM. Ideco, C. Emsco, y national.
Kelly
La kelly es una sección tubular de sección Exterior cuadrada o hexagonal, por dentro de la cual el fluido de perforación puede pasar dentro de la tubería de perforación. Esta se conecta en la parte superior extrema de la sarta de perforación por medio del saver-sub o Kelly-sub.
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Este ‘sub’, más barato de reemplazar que la kelly, impide que esta se desgaste
con el continuo conectar y desconectar de la tubería. La kelly, pasa a través del Kelly-bushing, que ajusta sobre la rotaria. El movimiento vertical libre hacia arriba y hacia abajo de la kelly es posible a través del Kelly-bushing, gracias a rodamientos sobre cada una de las caras cuadrada o hexagonal de la Kelly, la cual ajusta exactamente dentro del Kelly-bushing de forma que cuando el Kelly-bushing gira, la Kelly gira. Puesto que el Kelly-bushing está asegurado a la rotaria, la rotación de la misma (sea eléctrica o mecánica) forzará al Kelly-bushing a rotar igualmente con la Kelly y a toda la sarta de perforación. El movimiento vertical hacia arriba y hacia abajo sigue siendo posible durante la rotación. Cuando la Kelly se levante para, por ejemplo, hacer una conexión, el Kelly-bushing se levantará con ella.
UNION GIRATORIA (SWIVEL) Función. la cual está conectada a la kelly pero no rota con ella, pues está conectada a la manguera por la cual entra el lodo y además impide que el gancho y el bloque viajero también rotaran con la kelly. La conexión a la manguera de lodo se hace a través del tubo cuello de ganso. Una válvula de seguridad está situada en la parte superior de la Kelly. Esta es llamada Kelly cock, y puede ser cerrada manualmente en el caso de que el pozo esté fluyendo debido a una alta presión de formación. Esto impide someter a la swivel a una alta presión, que podría resultar dañina. 2.1.1.2 Los swivel más conocidos son los T 500 y L 650 National entre otros. Capacidad de carga en toneladas. National T500 500 – 430 – 300 – 212 Emsco 650 – 500 – 400 – 400 Ideco 650 – 500 – 400 – 300
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El Top Drive En los taladros más modernos, la rotación y la swivel se han combinado en una sola unidad de Top Drive, la cual puede ser operada eléctrica o hidráulicamente. En este caso la sarta de perforación se conecta directamente al Top Drive donde la fuerza de rotación se aplica directamente y el lodo entra a al sarta de perforación en forma similar a como lo hace en una swivel. Como la fuerza de rotación ya ha sido aplicada, no se necesitará ya de Kelly ni de Kellybushing. La ventaja de un Top Drive sobre el sistema de Kelly convencional es detiempo y costo. Con la kelly, a medida que progresa la perforación, sólo puede agregarse de a un solo tubo en cada conexión. Este proceso Implica que la Kelly sea desconectada de la sarta de perforación, levantar y conectar la nueva junta y después conectar otra vez la Kelly al la sarta de perforación. Con una unidad de Top Drive, la operación no sólo es mucho más simple por el hecho de que la tubería está directamente conectada al Top Drive, sino que permite que sea agregada una parada, es decir tres juntas de tubería de una vez. La longitud completa de una parada puede ser perforada en forma continua, mientras que sólo se puede perforar la longitud de un tubo cuando se perfora con Kelly. Otra ventaja importante del Top Drive es durante las operaciones de viaje, cuando se está sacando o metiendo tubería. La Kelly convencional no se usa cuando se está viajando, se deja a un lado en lo que se llama el hueco del ratón, y se usan los elevadores y los brazos para mover la tubería. Si la tubería se pega durante un viaje, se
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necesitará circular para poder liberarla, para lograr esto la Kelly tendría que sacarse del hueco del ratón y conectarse nuevamente a la sarta de perforación, un procedimiento que puede tardar entre 5 y 10 minutos en el mejor de los casos, tiempo durante el cual la pega puede empeorar.
EL SISTEMA DE CIRCULACIÓN El fluido de perforación, llamado comúnmente lodo, entra a la sarta de perforación a través de la Kelly o del Top Drive. Existen muchas formas en las cuales el lodo ayuda a la perforación y de hecho es un elemento vital para la perforación exitosa de un pozo. • Para enfriar y lubricar la broca de perforación y la sarta de perfo ración con el fin
de minimizar su desgaste, prolongar su vida y reducir costos. • Para remover los fragmentos de roca perforados, o los cortes que vienen del
pozo. Esto no sólo mantiene el anular limpio sino que permite su análisis en la superficie para la evaluación de la formación. • Para balancear las presiones altas de fluido que se pueden presentar en algunas
formaciones y minimizar el potencial de patadas o reventones. La seguridad del personal de los taladros y el taladro mismo es de primordial importancia en cualquier operación de perforación. • Para estabilizar el diámetro interior del pozo y las formaciones que ya han sido
perforadas.
Imagen esquema del sistema de circulación 16 CRISTIAN DIOSA
Para preparar el lodo de perforación lleva una serie de ingredientes como carbonato de calcio , arcillas, bentonita , soda caustica, agua, aserrín ; entre otros. Todo esto es para cumplir con a las necesidades de un óptimo funcionamiento del pozo. La persona responsable es un profesional que debe monitorear el comportamiento del lodo que tomara decisiones oportuna para un adecuado comportamiento tanto de las presiones como de la formación; esta persona tendrá el apoyo del encuellador quien será responsable de arme y montaje de los tanque de lodos, como el funcionamiento de las bombas Y operara todo el sistema de circulación. El lodo es hecho y almacenado en piscinas o tanques, los cuales tienen diferentes nombres dependiendo de su función específica. Generalmente llevan los siguientes nombres: Tanque de Premezcla: Donde se adicionan y mezclan los productos químicos que han de entrar al sistema. Piscina de Succión: De donde las bombas toman el lodo para comenzar su viaje dentro de la tubería de perforación. Esta es la piscina ‘activa’ por excelencia, cone ctada directamente al pozo. Piscinas de Reserva: Los que contienen volumen adicional de lodo, en general no hacen parte del sistema ‘activo’.
Piscina de la Zaranda: Esta piscina está situada inmediatamente debajo de la Zaranda. Lleva integrada la trampa de arena cuyo propósito es permitir al material más fino (Arenas y limos) decantarse del lodo para poder ser más fácilmente removido. Tanque de Viaje: Un tanque más pequeño, usado para monitorear pequeños desplazamientos de lodo. Por ejemplo viajes de tubería y el monitoreo de un patada de pozo. Tanque de Píldora: Este tanque es utilizado para preparar pequeños volúmenes de lodo que puedan ser requeridos para operaciones dadas durante la perforación.
Equipo de Control de solidos El control de sólidos es vital para mantener una operación eficiente de perforación. Altos 17 CRISTIAN DIOSA
valores de sólidos incrementarán la densidad y la viscosidad, lo cual llevará a mayores costos de tratamiento químico, mala hidráulica, y altas presiones de bombeo. Con los sólidos altos, el lodo se torna muy abrasivo e incrementa el desgaste en la sarta de bombeo, en el pozo y en el equipo de superficie. Se irá haciendo más difícil remover los sólidos de un lodo a medida que aumente su contenido de sólidos. El lodo que va llegando a superficie al salir del pozo contiene cortes de perforación, arena y otros sólidos, y probablemente gas, todos los cuales deben ser removidos para que el lodo pueda ser inyectado de nuevo dentro del pozo. Continuamente deben agregarse arcillas para el tratamiento del lodo además de productos químicos para mantener las propiedades físicas y químicas que se requieren. Para todas estas tareas se requiere equipo especializado. Cuando sale del pozo, el lodo es retirado en la ‘campana’ que está sobre las BOPs al seguir su camino por el flow line al depósito de la zaranda (llamado también possum belly ). Aquí en este punto es donde el mudlogger ha de instalar una
trampa de gas y otros sensores para monitorear y analizar el lodo que viene del pozo. Hay unas compuertas que regulan el nivel del lodo llegando en la zaranda. Aquí habrá mallas inclinadas vibrando (normalmente 2), con el fin de separa los cortes del lodo, el cual podrá pasar por las mallas hacia la trampa de arena en la piscina de la zaranda. El lodo de aquí puede ser regresado al sistema de piscinas donde el ciclo de circulación puede empezar otra vez. Las mallas pueden ser cambiadas en forma que su calibre sea apropiado para el tamaño de los cortes que sea necesario retirar. Normalmente la malla con el calibre mayor se instala en la parte superior y la que es de calibre más fino en la parte inferior. El movimiento vibratorio de las mallas mejora la separación del lodo de los cortes. Aquí se recolectan las muestras para el análisis geológico.
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Siendo los asuntos ambientales materia de cada vez mayor importancia, los cortes separados en la zaranda son recogidos en tanques y así pueden ser transportados fácilmente a lugares donde puedan ser limpiados totalmente de lodo y químicos residuales depositados. Regularmente se instala aún más equipo de control de sólidos en el sistema antes de que el lodo llegue a las piscinas. Si el lodo es particularmente gaseoso, puede ser pasado por un degasser el cual consiste en un gran tanque con un agitador que forza la separación del gas del lodo.
Si dichas partículas no se han decantado cuando ya han pasado la trampa de arena, necesariamente habrán de pasar por el resto del equipo de control de sólidos, antes de regresar a los tanques de lodo. El desarenador, cuando se usa en conjunto con la zaranda, remueve gran parte de los sólidos abrasivos, reduciendo así el desgaste en las bombas de lodo, equipo de superficie, sarta de perforación y broca. También usado en conjunto con la zaranda y el desarenador está el desilter, el cual remueve material aún más fino del lodo.
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Los desarenadores y los desilters separan los sólidos del lodo en un hidrociclón, un separador en forma de cono dentro del cual el fluido se separa de las partículas sólidas por la fuerza centrífuga. El lodo fluye hacia arriba en movimiento helicoidal a través de cámaras cónicas, donde las partículas sólidas son lanzadas fuera del lodo, al mismo tiempo, baja agua adicional por las paredes del cono llevándose las partículas sólidas que se han movido hacia la pared del cono. Se pueden utilizar centrífugas adicionales con el fin de remover grandes cantidades de arcilla suspendidas en el lodo. Una vez que el lodo está limpio, se le puede regresar a los tanques para ser recirculado. Una Centrífuga consiste en un tambor cónico de alta velocidad y un sistema de tornillo que se lleva a las partículas más grandes dentro del tambor a la compuerta de descarga. Se usa cuando la densidad del lodo debe ser reducida significativamente, en vez de añadir líquido e incrementar el volumen. Las centrífugas también pueden ser utilizadas para remover partículas del vidrio o plástico que haya sido usado para mejorar la lubricación o reducir la densidad en aplicaciones bajo balance. Este ‘control de sólidos’ realizad o por el equipo de superficie es un aspecto muy importante en el mantenimiento del lodo. Los granos finos serán muy abrasivos y dañinos para equipo como las bombas de lodo, sarta de perforación, la broca, etcétera. También es importante para controlar la densidad del lodo; pues si se permite a los sólidos acumularse, se tendrá como resultado un aumento en la densidad del lodo. Una medida adicional que puede ser requerida para preparar el lodo para la circulación es llevada a cabo por el degasser, el cual separa y ventila al lodo de grandes volúmenes de gas y los conduce a una línea especial donde ser quemados. Recircular un lodo con gas disuelto puede ser peligroso y reducirá la eficiencia de 20 CRISTIAN DIOSA
la bomba y disminuirá la presión hidrostática necesaria para balancear la presión de formación. Un separador lodo-gas maneja gas a alta presión y flujo con seguridad cuando ocurre una patada de pozo. Un desgasificador de vacío es más apropiado para separar gas disuelto en el lodo, el cual puede manifestarse mostrando espuma al aparecer en superficie. La mayoría de los taladros tiene dos bombas para circular el lodo a presión por el sistema. Los taladros más pequeños, que taladran pozos menos profundos pueden necesitar sólo una. Las bombas de perforación pueden ser de dos tipos:
Bombas de lodos Dúplex Y Triplex 1.- DISEÑO: Las bombas dobles o triples se componen básicamente de:
Un conjunto mecánico Un conjunto hidráulico
Ambos se unen mediante birlos con sus tuercas y están montados en una misma base o patín. CONJUNTO MECANICO: Se compone primordialmente de una caja de engranes en donde se encuentra alocada la flecha el piñón, el cigüeñal, las bielas, los detectores, los baleros, los sellos y el volante instalado en la parte superior exterior de la caja de engranes. Esta caja sirve a su vez como recipiente en donde a el aceite que lubrica todos los componentes, lo cual puede ser a presión por medio de una bomba o por chapoteo, es decir, por el movimiento de las partes a través de varios conductos. Conjunto mecánico de bomba doble CONJUNTO HIDRÁULICO:
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Se compone de un cuerpo de acero fundido diseñado para alojar las camisas debidamente empacadas y pistones del mismo diámetro que el interior de las camisas accionados por los vástagos; también en el cuerpo se alojan los asientos, las válvulas y los resortes, el prensaestopas con su empaque de labios sellantes, los anillos espaciadores de bronce y el buje chatarrero, el amortiguador o cámara de pulsaciones, la válvula de seguridad y la bomba para lubricación de los vástagos. Extremo hidráulico de la bomba de lodos de doble acción
extremo Hidráulico bomba tripex
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Funcionamientos El volante instalado exteriormente a la caja de engranes, está acoplado mediante bandas o cadenas de rodillos a la unidad de embrague, caja de transferencia o convertidor de torsión, elemento accionado por el motor de combustión interna. Al moverse el volante instalado en la flecha que se encuentra dentro de la caja de engranes, hace girar los componentes del extremo mecánico, impulsando los vástagos en un movimiento horizontal de lodos, poniendo a funcionar el extremo hidráulico e impulsando el fluido de control de un nivel más bajo a otro más alto. Las bombas de lodos se clasifican en dos formas: Según la potencia de su toma de fuerza (HP) Esta sólo es válida cuando la bomba esté operando a la velocidad máxima de diseño y cuando la presión. de descarga para el tamaño específico de la camisa que se está usando se encuentre al máximo de su presión indicada, bien sea en kg/cm2 o lb/pg2. Por presión Es la clasificación de más importancia, ya que señala la máxima presión de descarga, o sea el valor máximo de presión para un tamaño específico de camisa, independientemente de la velocidad de la bomba. Cuando la medida de la camisa disminuye, aumenta la presión que podemos alcanzar para las mismas condiciones de una bomba; y si la camisa aumenta su diámetro, disminuirá la presión, aumentando el volumen de descarga que se puede obtener. Esto se debe a que en general el extremo de fuerza de una bomba está disecado para una carga máxima en el vástago del pistón, como esta fuerza resulta de la presión multiplicada por el área del pistón, se deduce que al disminuir su área la presión puede ser aumentada. Es importante señalar que si la presión de descarga para un tamaño específico de camisa o pistón se excede, se estará imponiendo una fuerza mayor contra los vástagos y así se aplicará una condición de sobrecarga al extremo de fuerza de la bomba.
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CONDICIONES DE SUCCION Una de las causas de rendimiento insatisfactorio de la bomba de lodos es la falta de llenado completo del cilindro durante la embolada de succión, ya que conforme entra el fluido a la línea de succión y fluye a través de la misma, su velocidad varía continuamente por las embotadas que desarrolle. Bajo ciertas condiciones el fluido se retarda y produce un vacío en el cilindro; a la mitad de la carrera el émbolo empieza a marchar más lentamente y el fluido lo alcanza, produciendo un choque entre ambos, efectuándose un martilleo ruidoso que a veces nos impide distinguir entre un golpeteo del extremo de fluido o del extremo de potencia. Analizaremos a continuación las causas y resultados del llenado incompleto del cilindro, ya que sólo así se advertirá su importancia.
FALTA DE PRESION DEL FLUIDO A LA ENTRADA DE LA SUCCION RESTRICCIONES DEL TUBO DE SUCCION Actuando la presión tendiente a llenar el cilindro de la bomba varias fuerzas impiden que se llene completamente, siendo algunas las siguientes: El colador de succión deberá mantenerse libre de desechos todo el tiempo. Es muy importante que la línea de succión, válvulas, mangueras y conexiones múltiples puedan mantenerse libres de sólidos que se han asentado. OPERACION DE LAS BOMBAS DE LODOS Cuando ya estén operando las bombas debe observar lo siguiente: Si no se obtiene la presión deseada de acuerdo con las camisas instaladas y las embotadas calculadas, inspeccione los empaques de sello de los coples inflables o de expansión en la succión. También verifique que la manguera de succión no esté flexionada.
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Compruebe que el prensa estopa no tire fluido y que la lubricación del vástago sea la adecuada. Utilice una mezcla de agua con aceite Nacional Soluble número 4 en proporción de 4 a 1 para esta operación. De la misma forma, observe que la empaquetadura del vástago no esté excesivamente apretada, ya que esto lo rayaría.
Vástago rayado por exceso de apriete en la empaquetadura
Cuide que no exista fuga de fluido por el orificio delator (chismoso) en la empaquetadura de las camisas, ya que, esto puede cortar el cuerpo de la bomba.
Revisión del orificio delator
Revise que no haya fugas tanto en los empaques de las cabezas de las camisas como en los las tapas de las válvulas. El deflector y el empaque del vástago así como el contravástago deberán conservarse en buen estado para evitar la entrada de escurrimiento de aceite o fluido del vástago a la cámara de la caja engranes. Deberá inspeccionarse la contratuerca del vástago para verificar su apriete; Recuerde que una mezcla de fluido y aceite es muy abrasiva y puede desgastar los cojinetes, dientes de engranes y patines de cruceta. Revisar el nivel de aceite de la caja de engranes así como la mezcla agua-aceite Nacional soluble número 4, para enfriamiento y lubricación de los vástagos.
COMO LOCALIZAR FALLAS En una bomba de lodos pueden existir fallas que causan golpeteos, bien sean en el extremo mecánico o en el hidráulico. El golpeteo mecánico normalmente es más agudo que el del extremo de fluido y ocurre a cualquier velocidad de la bomba. Generalmente es de un tono más alto que el del fluido y con tiene el sonido de una resonancia metálica. Si el ruido viene del extremo de fuerza de la bomba, puede que sea mecánico o de fluido. En caso de provenir del lado del fluido se deberá localizar utilizando una varilla de sol estetoscopio; con esta sencilla técnica por lo general es posible determinar cuál cilindro o caja de válvula está causando el ruido. Es de suma importancia el que usted decida qué revisar y qué hacer al encontrar alguno mas de golpes o ruidos que no deberían producirse. A continuación se describe una relación tomas y la revisión que se debe realizar. 25 CRISTIAN DIOSA
SINT0MAS
REVISI0N
Un golpeteo mecánico empieza Verifique que la bomba esté cebada inmediata mente al poner en servicio la correctamente. bomba, después que se ha reparado el Asegúrese que las partes repuestas extremo hidráulico. sean las adecuadas y que estén instaladas correctamente. Verifique el apriete de las camisas, contratuerca del vástago, tuerca del prensaestopa y pistones apretados correctamente. Después de un tiempo considerable, a Verifique si la bomba no ha perdido su la bomba, le sale un golpe mecánico en cebado. el extremo de fluido. Verifique si en las válvulas hay sedimentos o materiales extraños. Verifique el apriete de camisas, pistones, tuercas del prensaestopa y contratuerca del vástago. El ruido se encontró en el extremo de Llame al mecánico para su revisión y fuerza. reparación. El ruido se encontró en el extremo de Verifique si la línea de succión está fluido, las mangueras de succión, ensolvada, el amortiguador de descarga y rotatoria chicotean. pulsaciones está correctamente cargado o si el extremo hidráulico de succión de la bomba está ensolvado. El golpeteo se siente sólo a altas Verifique el nivel del fluido, si la succión velocidades de la bomba. de la bomba está ensolvada, o el extremo hidráulico de succión está sucio, la temperatura del fluido de control; examine las válvulas de succión, a veces se pegan.
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Chicoteo de la manguera rotatoria y Inspeccione que el fluido no contenga golpeteo en la bomba. gas, si contiene, extreme sus precauciones. Falta de alimentación en la succión. Verifique las condiciones de ésta y si es necesario sobrealimente el extremo de fluido. Caída de la presión aunque no haya Observe el extremo hidráulico golpe. verificando que el sonido de succión y descarga del fluido sea uniforme en los tazones de las válvulas, así como en los cilindros, examine el colador de descarga y si esto está normal verifique si la tubería no tiene fugas.
MANTENIMIENTO PARA BOMBAS DE LODOSS DOBLES DE ACCION DOBLE Y TRIPLES DE ACCION SENCILLA. Los costos de operación de una bomba son más bajos con un programa de mantenimiento, antes que las partes se desgasten completamente. Si las operaciones se efectúan cuando el equipo esté parado por otras actividades (esperas diversas y operaciones como disparos, registros, etc.), los costos por cambio de partes son mínimos. Las partes se deberán reponer en grupos que han rendido la vida útil esperada. Las bombas dobles así como algunas bombas triples utilizan empaques para el vástago; otras bombas no los usan. Es importante que estos empaques trabajen correctamente, ya que de no ser así los vástagos se deteriorarán.
Armado del conjunto dé empaques en el prensa estopa
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Las camisas representan el costo mayor de las partes reemplazables del extremo del fluido y cuestan más que los pistones, por lo que es prudente obtener el mejor servicio de ellas. Para esto se recomienda inspeccionar, medir el interior de las camisas y efectuar un cambio al registrarse un desgaste excesivo
Pistón dañado por el uso de una camisa rayada
SARTA DE PERFORACIÓN Dicho simplemente la sarta de perforación está compuesta de tubería de perforación y botellas, collares, porta-mechas o drillcollars, con una cierta cantidad de componentes menores y conecta los sistemas de superficie con la broca de perforación. Las funciones principales de la sarta de perforación son:
Proporcionar una vía desde la superficie hasta la broca para que el fluido de perforación se puede llevar bajo presión.
Transmitir la rotación, aplicada en superficie, a la broca.
Transmitir la fuerza, o peso, a la broca para que la formación se rompa más fácilmente.
Proporcionar los medios para bajar y subir la broca de perforación dentro del pozo.
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Este es el componente principal, en términos de longitud de la sarta de perforación. Cada junta de tub ería (llamada también ‘tubo’, Drill Pipe ‘sencillo’, etcétera) de perforación, hecha en acero, comúnmente tiene una longitud de 9 a 11 metros o 30 a 31 pies , con una caja de conexión (Tool Joint), macho o hembra, la cual está soldada en cada extremo de tal forma que se puedan enroscar entre sí una tras otra. El hombro alrededor de cada caja de conexión tiene un diámetro mayor pues así se ha dispuesto para dar mayor resistencia a las conexiones.
HEAVY WEIGHT DRILL PIPE (HWDP) A esta clase de tubería más pesada se le sitúa normalmente directamente encima de los Drillcollars en la sarta de perforación para obtener mayor peso y estabilidad. Al igual que la tubería ‘standard’ los heavy weight drill pipe (HWDP) se consiguen
en diferentes diámetros e ID (inside diameter) diámetro interior variable según su peso por unidad de longitud. Los heavy weight drill pipe se diferencian exteriormente porque tiene las cajas de conexión(Tool Joints) más largas que la tubería normal. iso
L
extriado
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Los Drillcollars, botellas de perforación Y/o lastrabarreras
Los Drillcollars son tubos de pared gruesa, rígidos y de alto peso que son la parte más importante del ensamblaje de fondo (Bottom Hole Assembly)(BHA), posicionados entre la tubería de perforación y la broca. Cumplen varias funciones importantes:
Proporcionar peso para la broca. Proporcionar la resistencia para que los drillcollars estén siempre en compresión. Proporcionar el peso para asegurar que la tubería de perforación siempre se mantenga en tensión para evitar que se tuerza. Proporcionar rigidez o consistencia para que la dirección del pozo se mantenga. Producir un efecto de péndulo, permitiendo que los pozos casi verticales puedan ser perforados.
El Ensamblaje de Fondo (BHA)( (Bottom Hole assembly) Este es el nombre aplicado a los drillcollars, heavy weight, y los sustitutos cualquier otra herramienta o tubería incorporada, incluyendo la broca.
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Estabilizadores Estos son unos tramos cortos de tubería,(Subs.) posicionados entre los drillcollars con el fin de mantenerlos centrados dentro del hueco, mantener el pozo derecho y por medio de la acción de corte mantener el diámetro correcto en las paredes del pozo. El diámetro completo del pozo se consigue con unas ‘Cuchillas’ montadas en el cuerpo del estabilizador, las cuales pueden estar hechas de aluminio o caucho macizo, o más comúnmente, de acero con insertos de carburo de tungsteno dispuestos en la caras cortantes. Los estabilizadores se pueden clasificar como de cuchillas rotantes o no rotantes, o como de cuchillas espirales o rectas. Rimadores(Reamers) Los rimadores riman las paredes del pozo a un diámetro igual o inferior al de la broca y realizan una función similar a los estabilizadores en cuanto que ayudan a estabilizar el ensamblaje de fondo y mantener el hueco con el diámetro completo.
Crossover Los Crossover son pequeñas secciones de tubería que permiten conectar entre sí tuberías y drillcolllars de diferente rosca y diámetro.
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Herramientas De La Mesa Las Cuñas Las cuñas son piezas de metal que se componen de insertos (dados) u otros dispositivos de agarre que se emplean para sostener la tubería de perforación (T.P.) en la mesa rotaria y así evitar que se resbale o caiga dentro del pozo cuando se realiza una conexión o desconexión.
Existen diferentes tipos de cuñas: •Cuñas empleadas para Tubería de perforación (T.P.) •Cuñas empleadas para Lastrabarrenas y/o Drill Collars y tuberías lavadoras. •Cuñas empleadas en la instalación de las tuberías de revestimien to (T.R.)
llamadas comúnmente arañas (spider) las cuales a diferencia de las dos anteriores son mecánicas y/o neumáticas. Cabe señalar que las cuñas varían de tamaño y diámetro en función del tamaño y diámetro de la tubería de perforación, Lastrabarrenas (botellas) y tubería de revestimiento (casing). Mostrare los tipos más comunes de cuñas para tubería de perforación T.P.
Cunas para lastrabarreras Y/o Cuñas
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Llaves Estas son usadas para apretar o para soltar las conexiones entre juntas de tuberías. Estas llaves se suspenden con cables desde la torre, y por medio de una guaya puede aplicárseles tensión. Se usan dos cada una puesta a cada lado de la conexión. La llave inferior sostendrá la tubería en su sitio, mientras que la superior soltará o apretará la conexión, halando la guaya que va unida a la cabeza de gato. Cuando se está apretando la conexión, un indicador de tensión en la cadena permite que se aplique el torque correcto.
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Sistema de prevención de reventones Durante las operaciones normales de perforación, la presión hidrostática a una profundidad dada, ejercida por la columna de fluido de perforación dentro del pozo, debe superar la presión de los fluidos de la formación a esa misma profundidad. De esta forma se evita el flujo de los fluidos de formación (influjo, patada, o kick) dentro del pozo. Puede ocurrir sin embargo que la presión de los fluidos de formación supere la presión hidrostática de la columna de lodo. El fluido de formación, sea agua, gas o aceite entrará dentro el pozo, y esto se conoce como patada de pozo. Una patada de pozo se define como un influjo controlable en superficie de fluido de formación dentro del pozo. Cuando dicho flujo se torna incontrolable en superficie esta patada de pozo se convierte en un reventón .
Equipo de BOP Para evitar que ocurran los reventones, se necesita tener la forma de cerrar el pozo, de forma que el flujo de fluidos de formación permanezca bajo control. Esto se consigue con un sistema de válvulas preventoras (Blow Out Preventers) –BOPs-, el cual es un conjunto de válvulas preventoras y cierres anulares(spools) directamente conectado a la cabeza del pozo. El conjunto de BOPs debe poder:
Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la superficie y exista el riesgo de una explosión.
Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.
Habilitar que pueda ser bombeado fluido de perforación hacia el pozo, bajo condiciones controladas, para balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo).
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Permitir movimiento de la sarta.
Cerrando el Pozo Esto se logra por medio de los rams o arites lo cual permite que el espacio anular o todo el pozo quede cerrado. Con o sin tubería dentro del pozo.
Válvula preventora anular Esta es un sello reforzado de caucho o empaque rodeando el hueco del pozo. Cuando se le aplica presión este sello se cierra alrededor del tubo cerrando el espacio anular. Esta válvula tiene la ventaja de poder ser aplicada progresivamente, y se cerrará sobre cualquier tamaño o forma de tubería dentro del pozo. Así de podrá cerrar el pozo sin importar si se cierra sobre la Kelly, o sobre tubería de perforación, o sobre drillcollars. Sin embargo esta capacidad no llega a cubrir algunas herramientas de perfil irregular como estabilizadores o drillcollars espiralados. La válvula preventora anular permite también rotación y movimiento vertical lentos de la sarta de perforación manteniendo el espacio anular cerrado. Esto permite deslizar hacia dentro y hacia fuera la tubería mientras se está controlando el pozo. Válvulas ‘RAM’
Estas difieren de las anulares en que el sello de caucho es comparativamente mucho más rígido y cierra solamente alrededor de formas predeterminadas. Están hechas para cerrase sobre objetos específicos (como tubería de perforación o de revestimiento) o sobre un hueco abierto (Blind Rams). Pueden estar equipadas con cuchillas que puedan cortar tubería y cerrarse completamente sellando el hueco abierto.(Shear/blind rams). Válvulas
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‘RAM’ para tubería o revestimiento .
Aquí las caras del empaque de caucho están moldeadas para sentar sobre el diámetro exterior dado de una tubería. Estas RAM cerrarán exactamente sobre dicha tubería, cerrando el anular. Si se está usando más de un diámetro de tubería, la BOP debe incluir RAM para cada uno de dichos diámetros. Válvulas RAM ciegas o de corte
Estas RAM están ubicadas a los lados opuestos de la preventora y sirven para cerrar completamente el pozo.
Acumulares Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presión la totalidad de la cantidad de fluido hidráulico necesario para operar todos los componentes de la BOP y efectuar rápidamente los cierres requeridos.
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Líneas para matar el pozo(Kill lines) La distribución de los RAM afectará el posicionamiento de las líneas para matar el pozo. Estas se ubicarán directamente bajo una o más RAMs, de forma que cuando estas estén cerradas, se pueda dejar salir controladamente fluido a presión (línea de choke). Esta línea es llevada al múltiple de choke donde se podrán monitorear las presiones. Una válvula de choke permite que la presión de reflujo (back pressure) aplicada al pozo pueda ser ajustada para mantener el control.
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PERFORACIÓN DE UN POZO PROCEDIMIENTOS PERFORANDO EL POZO La operación de perforación implica bajar la sarta de perforación dentro del pozo y aplicar suficiente peso a la broca para romper y penetrar la formación. Durante la perforación, la sarta de perforación es forzada a girar por la mesa rotaria o por el Top Drive mientras se circula fluido de perforación por entre la tubería, y la broca y de regreso a la superficie arrastrando los cortes de perforación. A medida que va progresando la perforación, a la sarta de perforación se le van agregando continuamente juntas o tubos, o paradas completas (de 3 tubos) en el caso de que se esté usando Top Drive, haciendo conexiones, durante las cuales la circulación se interrumpe temporalmente. La sarta se cuelga en las cuñas sobre la rotaria, dejando sobre ella la caja de conexión superior del último tubo agregado. Se procede a desenroscar la Kelly o el Top Drive con las llaves, se conecta la nueva junta a la Kelly o al Top Drive y luego a la sarta de perforación usando el pipe-spinner y las llaves. Una vez que estas conexiones se han realizado, la sarta de perforación se baja nuevamente al fondo del pozo y se reanuda la perforación. Cuando se desgasta la broca, esta debe reemplazarse sacando completamente del pozo la sarta de perforación.
Cuenta De Tubería (Pipe Tally) Una función primordial que debe realizar una cuadrilla de perforación es asegurarse que la profundidad está siendo monitoreada adecuadamente, es importante llevar un registro de las longitudes de todos y cada uno de los tubos antes de que bajen dentro del pozo, y regularmente se verifica su longitud cuando hay la Kelly ha bajado completamente (Kelly Down).
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Si se está usando una Kelly la profundidad perforada será igual a las longitudes sumadas. Seria de la siguiente manera : BHA + Longitud de tubería + Longitud Kelly. Si se está usando un Top Drive la profundidad perforada será igual a las longitudes sumadas: BHA + Longitud de tubería Circulación
La circulación es el proceso de bombear fluido desde los tanques de lodo, por dentro de la Sarta de perforación, luego por el anular y de regreso a los tanques de lodo, y es un proceso continuo mientras se perfora. La circulación mientras no se está perforando. Puede ser para limpiar el pozo de cortes de Perforación, para acondicionar el lodo para asegurar que conserva sus propiedades óptimas y para remover el exceso de gas que pueda contener el lodo. Las operaciones de circulación más comunes se realizan con los siguientes propósitos:
Sacar cortes que correspondan a cambios en la perforación (ROP, torque), los cuales Pueden indicar que se ha perforado una zona de interés, o que se ha llegado a un punto de coronamiento.
Antes de bajar revestimiento y de cementar para acondicionar el lodo, asegurándose Que el hueco está limpio (así el revestimiento no se va a pegar) y para remover la torta de lodo sobre la pared (Para asegurar un buen contacto entre el cemento y la pared del Hueco).
Antes de correr registros eléctricos, para asegurar que el hueco esté limpio y la Herramientas de registro no se van a pegar.
TOMANDO NÚCLEOS (CORAZONANDO) Función El coronamiento es una operación realizada para cortar y extraer una muestra cilíndrica de la roca íntegra de una formación productiva o de interés para análisis de laboratorio. Por medio del coronamiento es posible recuperar una muestra intacta de la roca que
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conserva aún más propiedades y fluidos de la roca original que los cortes obtenidos en la perforación. Métodos de corazonamietos El coronamiento convencional requiere sacar la sarta de perforación del pozo. La broca de coronamiento y el barril para recoger el núcleo son conectados al fondo de la sarta de perforación y bajados al fondo del pozo. Esta operación es muy parecida a la perforación normal, pero mucho más cuidadosa y lentamente hecha. Cualquier cambio repentino en la rotación de la sarta puede ocasionar que se rompa el núcleo y caiga dentro del hueco o que trabe el barril, impidiendo continuar el coronamiento. La sarta de perforación con el barril debe sacarse del pozo (tripped out ) con el fin de recuperar el núcleo. El coronamiento de pared: Es una técnica por medio de la cual, los núcleos son obtenidos de la pared del pozo en una formación que ya ha sido perforada, pero no revestida. Ofrece la ventaja de que varios corazones pueden ser tomados a varias profundidades precisas usando solo una herramienta. El coronamiento convencional requiere equipo costoso y valioso tiempo de taladro. Con este método, existe un riesgo mayor de suavear los fluidos de la formación (swabbing) cuando se esté sacando la tubería, y existe el peligro de liberar gas venenoso en la superficie. Esta técnica requiere de un equipo guinches, por medio del un cable envían al pozo una herramienta que es capaz de romper fragmentos de la formación; se realizan una serie de detonaciones que expulsan proyectiles en la zona de interés permitiendo así realizar un registro más preciso de la litología. El barril de corazonamiento es una herramienta tubular que se instala en la parte extrema inferior de la sarta de perforación. El barril de corazonamiento convencional contiene realmente dos barriles: Uno interior, no rotante, de pared delgada, que captura el núcleo a medida a medida que va bajando la broca de corazonamiento. Y el otro, pesado, de pared gruesa, exterior, que protege al barril interior y además toma el lugar del collar inferior. A diferencia de una broca de perforación normal, una broca de corazonamiento no perfora el centro del hueco. En vez de esto, permite al centro (el núcleo), pasar a través de una abertura circular en el centro de la broca hacia dentro del barril interior.
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Operaciones de recuperación y manejo del núcleo. Para realizar la recuperación de nucleo se debe sacar el barril completo; y puesto en la superficie se iniciar a desarmar la herramienta de corazonamiento, se lleva para iniciar con la recuperación de la muestra a un técnico que realiza la maniobra tomando medidas del corazón, elabora un registro fotográfico , realizado cortes de la muestra estas probetas son limpiadas mas no lavadas para no perder trazas de hidrocarburos que afecten la integridad del corazón. El técnico embala la muestra en canastas de madera y aplica algunos productos que protegen la probetas de hongo; esta será llevaba al laboratorio de geología donde será estudiada, observaran el núcleo, la permeabilidad, la porosidad la cantidad probable de hidrocarburo, él grado API. Toda esta información solo la puede dar el nucleo ya que los recortes de perforación por su exposición a lado y otros factores no permiten brindar suficiente información para el estudio del pozo .
Viajes de tubería Viajar la tubería se refiere a sacar la tubería afuera del pozo y luego volverla a bajar al mismo . Los viajes se hacen para cambiar la broca o el ensamblaje de fondo (BHA). También cuando se llega a profundidades donde se va a sentar un revestimiento, donde se va a comenzar un corazonamiento, y cuando se alcanza la profundidad final del pozo. Los viajes de limpieza (wiper trips) se realizan para limpiar el hueco cuando la sección sin revestimiento se ha hecho muy larga, con el fin de asegurar que no hay puntos apretados, shale derrumbado, etcétera, lo que pueda resultar en problemas de hueco apretado si se deja sin trabajar.
Velocidad de Viaje. La sarta de perforación debe ser sacada a la velocidad segura más alta posible. Como la perforación se interrumpe durante la duración de la maniobra, el objetivo es viajar solo cuando sea necesario y tan rápidamente como sea posible con el fin de minimizar costos al tiempo que se asegure un mantenimiento adecuado al pozo y seguridad al personal. Las velocidades excesivas durante las maniobras causan suaveo (swabbing) y presiones de surgencia (surge), las que a su vez pueden causar severos problemas en el hueco y pérdida del control de la presión de fondo.
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Sacando la tubería fuera del pozo. La principal preocupación cuando se saca tubería es evitar influjos al pozo que puedan resultar en una patada de pozo. Esto podría ocurrir por una reducción de la presión hidrostática que resultaría de no mantener el nivel del lodo en el anular o por causar excesivas presiones de suaveo. Cuando se saca la tubería del pozo, el nivel de lodo en el anular caerá en una cantidad igual al volumen del acero sacado del pozo. Esta caída obviamente reduce la altura vertical de la columna de lodo, lo cual resulta en una presión hidrostática menor sobre la pared del pozo. Para evitar que la presión dentro del pozo caiga debajo de la presión de formación, lo cual resultaría en un influjo, es de importancia crítica que se mantenga lleno de lodo el espacio. anular ( o sea, se bombee lodo dentro del pozo para reemplazar el volumen de acero a medida que se va sacando tubería). Una bomba pequeña circula el lodo entre el tanque de viaje y la cabeza del pozo para mantener lleno el hueco a medida que se va sacando tubería. El tanque de viaje es un tanque pequeño para medir exactamente pequeños cambios en el nivel de lodo a mediad que se va llenando el pozo. El volumen de lodo bombeado dentro del hueco ( el mismo volumen que baja en el tanque de viaje ) debe ser igual al volumen de la tubería que se ha sacado.
Viajando hacia el fondo del Pozo El lodo normalmente es desplazado al tanque de succión cuando la tubería de perforación se va bajando dentro del pozo, y como cuando se está sacando tubería, es igualmente importante asegurarse que el volumen correcto de lodo está siendo desplazado por el movimiento de tubería. Si se está desplazando mucho lodo, el pozo puede estar fluyendo, si no se está desplazando suficiente lodo, puede ser que el pozo este perdiendo lodo. A diferencia de cuando se está sacando tubería, el movimiento resultante del lodo y la pérdida por presión friccional lleva a un incremento o surgencia (surge) en la presión hidrostática. La presión de surgencia se calcula de la misma manera de la presión de suaveo. A diferencia de cuando se está sacando tubería, el movimiento resultante del lodo y la pérdida por presión friccional lleva a un incremento o surgencia (surge) en la
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presión hidrostática. La presión de surgencia se calcula de la misma manera de la presión de suaveo. La presión de surgencia puede conducir a un daño en la formación, y en caso extremo a la fractura de la misma, con pérdida de circulación, pérdida de cabeza hidráulica y finalmente en una patada de pozo.
Monitoreando Desplazamientos El desplazamiento del lodo debe ser calculado a partir del volumen de la tubería antes de comenzar el viaje. Se deben preparar formatos de viaje para registrar el desplazamiento real, compararlo con el previamente calculado e ir haciendo los ajustes necesarios a medida que se realiza la maniobra. Cualquier variación en el desplazamiento previsto debe ser informado inmediatamente al perforador.
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Midiendo y Conejeando la Tubería. Medir las paradas (stands) de la tubería a medida que se la va sacando se conoce como Strapping. Esta operación se realiza para confirmar el listado de la tubería (pipe tally) y verificar la profundidad real del pozo. Conejear la tubería (rabbiting) se refiere a limpiar suciedad dentro de la tubería dejando caer un conejo (rabbit) general mente de metalico. Esta operación se efectúa con el fin de limpiar la tubería por su interior con el objetivo que permitar el paso del fluido.
Registros Eléctricos (Logging) Después de que cada sección del pozo se perfora, y antes de bajar el revestimiento, y cuando se ha alcanzado la profundidad total de un pozo, se toman una serie de registros (wireline logs) con el fin de obtener información para la evaluación de la formación y el reservorio y para la condición del hueco. Varias herramientas eléctricas, o sondas, se pueden conectar juntas y bajar dentro del pozo en una unidad de cable especialmente diseñada.
Operación de Cementación. La cementación es un proceso de mezcla y desplazamiento de una lechada(cemento mezclado con agua y aditivos dentro del espacio anular entre el revestimiento y el hueco abierto. Generalmente se bombean de 10 a 15 barriles de agua antes de bombear la lechada. El agua funciona como agente limpiador del hueco y proporciona un espaciador entre el lodo y la lechada. Ayuda también a remover torta de lodo que haya quedado y saca el lodo antes que llegue el cemento, reduciendo la contaminación. Al prepararse para la cementación, se instala la cabeza de cementación en la junta superior del revestimiento. Se conecta una línea de descarga desde la bomba de cemento hasta la cabeza de cementación. Se dispone en la cabeza de cementación un tapón limpiador de fondo y el tapón limpiador superior. Los técnicos de la empresa de cementación preparan el cemento y acondicionamiento la bomba para iniciar la descarga del materia al interior del pozo, se procede a la operación ya calculado la cantidad de cemento que ocupara 44 CRISTIAN DIOSA
en el colchón de agua y lechada, el cemento viajara por el interior de la tubería de perforación. El colchón de cemento cumple unas funciones importantes que son: Cerrar el pozo de una profundidad determinada. Mantener asilado las presiones de formación con la superficie Proteger la integridad de la formación y evitar baños ambientales con fuentes hídricas. Proteger el casing de la corrosión.
PROCEDIMIENTO DE DESARME DEL TALADRO RIG 10 DE (EVSA) En el Rig 10 de Erazo Valencia se inicia con la operación de mayor cuidado el desmontaje de la estructura, componentes y equipos. Este equipo tiene la complejidad de desplazase a cualquier lugar de la geografía nacional ya que puede ser transportado de manera helicoportado. Cabe mencionar que este equipo para poder ser transportado via aérea sus cargas no debe superar los 4000kg, ya que los helicópteros están autorizados para realizar estas maniobras cumpliendo con el peso requerido. Narrare paso a paso el procedimiento de desarme del equipo: 1. Iniciamos con desmantelar la mesa de trabajo se retirara los siguientes elementos, las llaves de potencia, se desarma la Kelly completa, se retira el swiver, retiramos el tubo guía o cabrón, bajamos las herramientas manuales
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como llaves de cadenas, machos, llaves de golpe, llaves expansivas; también bajamos de la mesa las cunas, el collarin, el ventilador y todos aquellos elementos que se puedan retirar fácilmente. 2. El perforador asegura el bloque viajero. Estando asegurado quitaremos la consola de los parámetros de perforación y por ultimo retiraremos la maquina de mando. 3. Continuaremos con el desarme de las bombas de lodos, se retiran las camisa y pistones, se le quitara el engranaje de ataque de sistemas de transmisión de potencia entre el motor diesel y la bomba. Se quitaran todas la líneas que comunican las bombas con los tanque, se quita el dámper, los dados, las líneas de las centrifugas que están en el skit de las bombas, se retira el cardan que transmite la potencia del motor a la bomba, retiran los tornillos de ajustes entre el skit y las bases de bombas. Con el montacargas retiramos el skit completo, colocamos eslingas en las orejas de la bombas para poderlas ubicar en un sitio donde el helicóptero pueda realizar la maniobra de cargue. 4. Para iniciar la operación de bajar la torre iniciamos con una reunión que involucran a todo el personas que se encuentra en la locación, el personal de la cuadrilla de perforación Quitaran los vientos que dan firmeza la torre. El Tool Pusher quien lídera dará instrucciones detallas a los miembros de la cuadrilla, el será el responsable de operar los mandos hidráulicos que accionan las válvulas para contraer los gatos hidráulicos; todo el personal debe estar concentrado observando que ningún elemento pueda ocasionar daño. La torre cae el personal empieza a retirar los vientos, se quitan las contrapesas, se retirar los gatos de la torres y se empieza a desmantelar la corana; con la ayuda de una grúa y colocándole unos vientos de apoyo a los líneas, algún miembro la cuadrilla dará las indicaciones necesarias al operador que empezara con el izaje de la carga. 5. Iniciaremos con retirar la segunda sección dela torre, con la ayuda de los winches y colocando dos poleas, una de ellas en la parte superior de la primera sección y la otra polea sobre la subestructura de la torres, pasamos la guaya de un winche por la polea de la estructura y continuamos con la polea
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que se encuentra en la parte superior de la torre metemos la guaya por la polea y la pasamos hasta el centro de la torrea , tomamos la segunda sección, en esta delicada operación se debe tener coordinación con la persona que opere el winche, el personal que se encuentra sobre la extrutura del mástil retirando los seguros de las secciones del mástil. Con el apoyo de la grúa tomamos la primera sección de dos líneas para solventar la estructura, la persona que opera el winche inicia a ejecutarlo se observara que la estructura poco a poco empezara a salir; llagara un punto donde tendrá que ponerse los dos restantes estrobos de las ayudas de grúa. El operador realizara la maniobra final de sacar la segunda sección. 6. se procede a retirar la primera sección del mástil, con la grúa esta procedimientos son los más delicados por el tamaño del elemento, el operador y sus ayudantes colocan los estrobos en posición centrado, se inicia el izaje de la carga, todos el personal deben estar atentos a la carga y la grúa, el aparejador guiara al operador para empezar a bajar la carga. 7. Continuaremos con el desmantelamiento de la estructura de la mesa, la grúa se ubica frente a la posición de la planchada, los cuñeros y el encuellador,colocan los aparejos de la grúa en las orejas que se encuentra debajo de los pisos de la mesa; personal se ubica debajo de la estructura, maniobra bastante peligrosa, el operador de la grúa da un poco hacia arriba mientras los cuñeros retiran los pines que sujetan la subestructura, atentos a las instrucciones del Tool Pusher y proceden el personal a retirase de debajo de la estructura, la grúa empieza a bajar el winche principal mientras la subestrutura empieza a caer sobre sus rieles. 8. Ya en el piso la subestructura, los miembros dela cuadrillas empieza a retira toda la tornillería que unes las diferentes pizas, esto se deba hacer porque las cargas no deben superar el límite de carga que son 4000kg 9. Cabe mencionar que para realizar todos los trabajos se requiere constantemente la ayuda del montacargas, se necesita de la concentración del operador para todas las maniobras y así evitar posibles años en sus componentes.
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