Manual de Changos 2

INDICE CAPITULO .-1 CAPITULO .-2 CAPITULO.-3 CAPITULO .-4 CAPITULO.-5 CAPITULO.-6 CAPITULO.-7 CAPITULO.-8 CAPITULO .-9 CAPITULO .-10 CAPITULO.-11

MATEMATICAS EQUIPOS DE PERFORACION SELECCIÓN DE EQUIPOS DE PERFORACION LOS CINCO SISTEMASDEL EQUIPO CONTROL DE BROTES EN AGUAS PROFUNDAS PRUEBA DE PERFORABILIDAD PLAN DE RESPUETAS A EMERGENCIAS PROCEDIMIENTOS CRITICOS AST CALCULOS EQUIPOS SEXTA GENERACION

PROLOGO El ser humano, como el elemento más importante en todo proceso productivo, debe ser atendido en todos sus requerimientos y expectativas, con la finalidad de que en el desempeño de su trabajo, aporte su mejor esfuerzo, productivo y creador. Una perspectiva fundamental del trabajador técnico manual es el saberse apto para desempeñar las labores de su puesto, así como del puesto inmediato superior, lo que le dará una dimensión adecuada de su valor y trascendencia en la empresa. La inversión más productiva que puede realizar una Institución es la capacitación y adiestramiento de su personal, adicionalmente a la utilización adecuada de los recursos materiales, con la que se puede asegurar el desempeño optimo del trabajador. Reuniendo un cúmulo de experiencia de más de 30 años de trabajo activo en los campos petroleros del país, plasmando lo anterior en el programa nacional de capacitación. Parte muy importante del plan lo constituye el material didáctico, que además de servir como texto de estudio y consulta para el capacitando, debe ser útil como elemento normativo y regulador de la actividad de los diversos centros de trabajo. Este manual se compone por una serie de conocimientos con el objetivo de proporcionar mediante la capacitación al personal operativo que tripula los equipos de Perforación y Mantenimiento a Pozos con la finalidad de que al aplicar la tecnología adecuada permitirá realizar estas operaciones con mayor aprovechamiento, incrementando la vida productiva de los pozos. Además de propiciar el desarrollo técnico con un mejoramiento de la actitud, el manual será el material adecuado para el desarrollo de los cursos, ya que permitirán estructurar cada evento teórico y práctico de forma sistemática, logrando el desarrollo de un programa integrado. Para la elaboración de los manuales se constituyó un grupo interdisciplinario formado por técnicos diestros en operación de Perforación y Mantenimiento a pozos con reconocida capacidad, quienes aportaron sus conocimientos de campo y experiencias de docencia; pedagogas que revisaron los textos y los adecuaron para su mejor comprensión y aplicación didáctica; así como correctores de estilo y personal de apoyo. El objetivo fundamental fue plasmar los conocimientos, hacerlos didácticamente accesibles y de aplicación directa.

INTRODUCCIÓN. La direccion de capacitación en Perforación y Mantenimiento de Pozos del grupo Rdentro del Sistema de Desarrollo Profesional, esta implantando procesos sistemáticos y permanentes, con el fin de lograr el desarrollo integral del Factor Humano; esto implica la optimización, selección, preparación y edición del material didáctico para apoyar los programas de cursos que emanen del sistema citado. El manual para “Ayudantes de Perforador (chango), piso rotaria y ayudantes de trabajos de perforacion” esta dirigido al personal operativo que integran las cuadrillas de Perforación y Mantenimiento de Pozos. Este manual se encuentra estructurado didácticamente en doce capítulos en los cuales se encuentran los conocimientos básicos que deben saber el).“Ayudantes de Perforador (chango), (piso rotaria) y ayudantes de trabajos de perforación

CAPITULO 1 MATEMÁTICAS BÁSICAS Y PRINCIPIOS FUNDAMENTALES DE FÍSICA. Unidades prácticas de campo sistema métrico decimal y sistema ingles (SMD, SI).

UNIDADES BASICAS SI (Sistema Internacional) Cantidad fundamental

Unidad básica

Símbolo

Longitud

Metro

m

Masa

Kilogramo

kg

Tiempo

Segundos

seg

Energía eléctrica

Ampere

A

Temperatura

Kelvin

K

Intensidad luminosa

Candela

cd

Cantidad de sustancia

Mol

mol

1

UNIDADES DERIVADAS PARA CANTIDADES Físicas comunes Cantidad

Unidad derivada

Símbolo

Área Volumen

Metro cuadrado

m2 m3

Masa(densidad)

Metro cúbico

kg/m3

Velocidad

Kilogramo por metro cúbico

m/seg

Velocidad

Metro por segundo

m/seg2

Angular

Metro por segundo cuadrado

rad/seg2

aceleración

Radian por segundo cuadrado

m/seg2

Aceleración angular

Metro por segundo cuadrado

rad/seg2

Radian por segundo cuadrado Fuerza

N(kg-m/seg)

Presión

Newton kilogramo peso

kg/cm2

Viscosidad

Kilogramo por centímetro cuadrado

m2/seg N-seg/m2

Dinámica

J (N-m) (kg-m)

Trabajo Energía cantidad de calor

Joule

2

FACTORES DE CONVERSIONES UNIDADES DE LONGITUD Unidades

Factor de conversiòn

pies

a

m

multiplicar por

0.3048

pies

a

cm

multiplicar por

30.48

pies

a

mm

multiplicar por

304.8

pies

a

pulg.

multiplicar por

12

pulg.

a

m

multiplicar por

0.0254

pulg.

a

cm

multiplicar por

2.54

pulg.

a

mm

multiplicar por

25.4

pulg.

a

pies

multiplicar por

0.0833

m

a

pies

multiplicar por

3.28

m

a

pulg.

multiplicar por

39.37

cm

a

pies

multiplicar por

.0328

cm

a

pulg.

multiplicar por

.3937

mm

a

pulg.

multiplicar por

.03937

milla

a

Km

multiplicar por

1,609

UNIDADES DE SUPERFICIE 2

a

pulg.

2

a

cm.

2

a

m.

2

pulg.

2

a

pies

pulg.

2

a

cm.

pulg.

2

a

m.

pies pies pies

2

multiplicar por

144

multiplicar por

929.03

multiplicar por

0.0929

2

multiplicar por

0.0069

2

multiplicar por

6,451

multiplicar por

0.000645

2

multiplicar por

0.155

2

multiplicar por

0.001076

2

2

cm.

2

a

pulg.

cm.

2

a

pies

a

pulg.

2

multiplicar por

1550.3

2

multiplicar por

10.76

2

multiplicar por

10,000

m.

2

m.

2

a

pies

m.

2

a

cm.

3

UNIDADES DE PESO O FUERZAS Unidades

Factor de conversiòn

lb.

a

gr.

multiplicar por

453

lb.

a

Kg.

multiplicar por

0.453

lb.

a

tons.

multiplicar por

0.000453

lb.

a

Newton

multiplicar por

4,448

Kg.

a

lb.

multiplicar por

2,205

lb/pie

a

Kg/m

multiplicar por

1.49

Kg.

a

Newton

multiplicar por

9,807

gr.

a

lb.

multiplicar por

0.0022

tons.(métrica)

a

lb.

multiplicar por

2205

tons.(larga)

a

lb.

multiplicar por

2240

tons.(cortas o netas)

a

lb.

multiplicar por

2000

tons.(cortas o netas)

a

tons.(metrica)

multiplicar por

0.907

tons.(métrica)

a

Kg.

multiplicar por

1000

UNIDADES DE DENSIDADES gr/cm

3

a

lb/pies

multiplicar por

62.5

gr/cm

3

a

lb/gal

3

3

multiplicar por

8.33

multiplicar por

0.001

a

gr/cm

3

lb/pies

a

gr/cm

3

multiplicar por

0.0160

lb/gal

a

gr/cm

3

multiplicar por

0.12

lb/gal

a

lb/pies

3

multiplicar por

7.51

3

a

lb/gal

multiplicar por

0.133

3

a

gr/cm

3

multiplicar por

2768

3

multiplicar por

16.02

Kg/m

3

lb/pies

lb/pulg

3

lb/pie

a

Kg/m

UNIDADES DE PRESIÓN 2 (psi)

a

2

a

lb/pulg

a

lb/pulg

lb/pulg

Kg/cm atm

2

multiplicar por

.0703

2 (psi)

multiplicar por

14.2

2 (psi)

multiplicar por

14.7

Kg/cm

4

atm

a

mmHg

multiplicar por

760

atm

a

pulg.Hg

multiplicar por

29.92

atm

a

pie H2O

multiplicar por

33.94

atm

a

Kg/cm

2

multiplicar por

1,034

UNIDADES DE POTENCIA H.P.

(Caballos de fuerza)

a

Kilowatts

multiplicar por

0.7457

C.V.

(Caballos de vapor)

a

Kg/seg.

multiplicar por

75

H.P.


a

Kg/seg.

multiplicar por

76

vapor)

multiplicar por

10,139

C.V.

(Caballos de

H.P.


H.P.


a

lb pie/seg.

multiplicar por

550

Kilowatts

a

Watts

multiplicar por

1000

lb pie/seg.

a

Watts

multiplicar por

1,356

a

UNIDADES DE GASTO bl/hr

a

pies /min.

3

multiplicar por

0.0936

bl/hr

a

gal/min.

multiplicar por

0.7

bl/dia

a

gal/min.

multiplicar por

0.0291

bl/min.

a

lt/min.

multiplicar por

159

pies /min.

3

a

gal/min.

multiplicar por

7,481

gal/min.

a

lt/min.

multiplicar por

3,785

5

UNIDADES DE VOLUMEN 3

litros

a

pulg

multiplicar por

61.02

litros

a

gal

multiplicar por

0.2642

litros

a

pies

multiplicar por

0.03531

litros

a

gal

multiplicar por

0.2642

pulg

3

a

cm

multiplicar por

16.39

pulg

3

a

m

3

multiplicar por

0.000163

bl

a

gal

multiplicar por

42

bl

a

litros

multiplicar por

159

bl

a

m

multiplicar por

0.159

bl

a

pies

3

multiplicar por

5.6

gal

a

litros

multiplicar por

3,785

multiplicar por

0.003785

multiplicar por

0.0238

multiplicar por

37,850

3

3

3

3

gal

a

m

gal

a

bl

gal

a

cm

gal

a

pies

3

multiplicar por

0.133

m

3

a

litros

multiplicar por

1,000

m

3

a

cm

multiplicar por

1,000,000

m

3

a

ml

multiplicar por

1,000,000

m

3

a

pies

multiplicar por

35,310

m

3

a

bl

multiplicar por

6.28

m

3

a

gal

multiplicar por

264.2

3

a

m

3

multiplicar por

0.0283

3

a

litros

multiplicar por

28.3

3

a

bl

multiplicar por

0.178

3

a

cm

multiplicar por

28316.84

pies

3

a

gal

multiplicar por

7.51

cm

3

a

pies

multiplicar por

0.0000351

cm

3

a

gal

multiplicar por

0.0002642

pies pies pies pies

3

3

3

3

3

6

1.1.- Área. Es la medida de todo espacio o extensión ocupada por una superficie. El área se mide en unidades cuadradas: cm², m², pulg.², etc.

Ejemplos:

Cuadrado:

L

Formula = L x L Donde: L = Lado Ejemplo: Determinar el área de un cuadrado que tiene 6 m. de lado. Datos: L = 6m.

Formula.

Sustitución.

LxL

6 x 6 = 36

Resultado: El área del cuadrado es de 36 m².

7

Rectángulo:

Formula = L x H Donde:

H

L = largo. H = ancho.

L Ejemplo:

Calcular el área de un rectángulo que tiene 48 cm de largo y 23 cm de ancho. Datos:

Formula:

Sustitución:

L = 48 cm.

L x H

48 x 23 = 1104

H = 23 cm. Resultado: El área del rectángulo es de 1104 cm².

Círculo:

x D² Formula = 4 Donde: = 3.1416 D² = Diámetro al cuadrado 8

Ejemplo: Calcular el área de un círculo que tiene 36 cm de diámetro.

Datos:

Formula:

= 3.1416

Sustitución.

x D²

D = 36 cm.

3.1416 x 36² = 3.1416 x 1296

4

4

4 4071.5

=

1017.87

4 Resultado: El área del círculo es de 1017.87 cm².

Elipse: x a x b Formula = a

4

Donde:

b

= 3.1416 a = Eje menor FIG. 4

b = Eje mayor

Ejemplo:

Determinar el área de una elipse que tiene un eje menor de l.80 m y el eje mayor de 2.10 m. Datos = 3.1416 a = l.80 m

Formula:

Sustitución:

x a x b 4

3.1416 x 1.80 x 2.10 4

b = 2.10 m

11.88 = 2.97 4 9

Resultado: El área de la elipse es de 2.97 m². Corona circular: D

Formula =

d

x (D² - d²) 4 ó x (R² - r²)

r R

Donde: = 3.1416 FIG 5

D = Diámetro mayor d = Diámetro menor R = Radio mayor r = Radio menor

Corona Circular: Es el área comprendida entre dos circunferencias concéntricas. Ejemplo: Calcular el área de la corona circular de un tubo que tiene un diámetro exterior de 2.850 pulg. y un diámetro interior de 2.440 pulg. Datos:

Formula 1:

= 3.1416 D = 2.850 pulg.

Sustitución de formula:

x (D² - d²)

3.1416 x (2.850² - 2.440²)

4

4

d = 2.440 pulg. 0.785 x (8.123 - 5.954) 0.785 x 2.169 = 1.70 pulg.² 10

Empleando la fórmula 2: Para trabajar con esta fórmula se deben obtener los radios que son la mitad de los diámetros. D Formula 2.-

R= 2

d R=

2.850 =

= 1.425 pulg. 2

2.440 =

2

= 1.220 pulg. 2

Datos = 3.1416

Formula x ( R² - r²)

Sustitución: 3.1416 x (1.425² - 1220)

R = 1.425 pulg.

3.1416 x (2.031 -1.488)

r = 1.220 pulg.

3.1416 x 0.543 = 1.70 pulg.²

Resultado: El área de la corona circular es de 1.70 pulg.²

1.2.- Volúmenes. Principio de Arquímedes. Es la ley física que establece que cuando un objeto se sumerge total o parcialmente en un líquido, éste experimenta un empuje hacia arriba igual al peso del líquido desalojado. La mayoría de las veces se aplica al comportamiento de los objetos en agua, y explica por qué los objetos flotan, se hunden y por qué parecen ser más ligeros en este medio. El concepto clave de este principio es el ―empuje‖, que es la fuerza que actúa hacia arriba reduciendo el peso aparente del objeto cuando éste se encuentra en el agua.

11

Por ejemplo.- si un bloque metálico que posee un volumen de 100 cm3 se hunde en agua, desplazará un volumen similar de agua cuyo peso aproximado es 1 N. Por tanto, el bloque parecerá que pesa 1 N menos.

Un objeto flota si su densidad media es menor que la densidad del agua. Si éste se sumerge por completo, el peso del agua que desplaza (lo que es el empuje) es mayor que su propio peso, y el objeto es impulsado hacia arriba y hacia fuera del agua hasta que el peso del agua desplazada por la parte sumergida sea exactamente igual al peso del objeto flotante. Así, un bloque de madera cuya densidad sea 1/6 de la del agua, flotará con 1/6 de su volumen sumergido dentro del agua, ya que en este punto el peso del fluido desplazado es igual al peso del bloque. Por el principio de Arquímedes, los barcos flotan más bajos en el agua cuando están muy cargados (ya que se necesita desplazar mayor cantidad de agua para generar el empuje necesario). Además, si van a navegar en agua dulce no se pueden cargar tanto como si fuesen a navegar en agua salada, ya que el agua dulce es menos densa que el agua de mar, y por tanto, se necesita desplazar un volumen de agua mayor para obtener el empuje necesario. Esto implica que el barco se hunda más. Al sumergirse parcial o totalmente en un fluido un objeto, es sometido a una fuerza hacia arriba o empuje, el empuje es igual al peso del fluido desplazado. Esta ley se denomina principio de Arquímedes, por el científico griego que la descubrió en el siglo III antes de nuestra era. Aquí se ilustra el principio en el caso de un bloque de aluminio y uno de madera.

12

1.- El peso aparente de un bloque de aluminio sumergido en agua se ve reducido en una cantidad igual al peso del agua desplazada.

Volumen del aluminio = 100cm3 Densidad del aluminio = 2.7 gr/cm3 Masa del aluminio = 270 gr Peso del aluminio = 2,7 N

Volumen del agua desplazada = 100cm3 Densidad del agua = 1.0 gr/cm3 Masa del agua desplazada = 100 gr Peso del agua desplazada = 1.0 N

2.- Si un bloque de madera está completamente sumergido en agua, el empuje es mayor que el peso de la madera (esto se debe a que la madera es menos densa que el agua, por lo que el peso de la madera es menor que el peso del mismo volumen de agua).

Por tanto, el bloque asciende y emerge del agua parcialmente desplazando así menos agua hasta que el empuje iguala exactamente el peso del bloque.

Volumen del agua desplazada = 60cm3 Densidad del agua = 1.0 gr/cm3 Masa del agua desplazada = 60 gr Peso del agua desplazada = 0.6 N

Volumen de la madera = 100cm3 Densidad de la madera = 0.6 gr/cm3 Masa de la madera = 60 gr Peso de la madera = 0.6 N

Volumen.- Es la medida del espacio que limita a un cuerpo El volumen se mide en unidades cúbicas: m³, pies³, pulg³, etc.

13

Ejemplo: 1 m³ es el volumen que abarca un cubo de 1 m por lado

1m 1m 1m Con el objeto de conocer cuantas veces contiene un sólido geométrico, a continuación se dan las formulas para calcular los volúmenes de diferentes cuerpos geométricos.

Presa de lodo

h a L Determinar el volumen de lodo de una presa que tiene: 11.00 m de largo, 2.10 m de ancho y 2.20 m de altura.

Ejemplo: Donde:

Formula: Volumen = L x a x h = m³

L = Largo

Volumen = 11.00 x 2.10 x 2.20 = 50.8 m³

a = Ancho h = Altura

14

Cilindro circular recto. L = 6.00 m Formula = π x r² x L Donde: 0.90 m

h = 1.20 m

π = 3.1416 r ² = Radio al cuadrado L = Largo Tanque de diesel

Ejemplo: Calcular el volumen de un tanque horizontal de diesel que mide 0.90 m de radio y 6.00 m de largo. Volumen = 3.1416 (0.90)2 x 6.00 = 15.2 m³ Formula para calcular el volumen de fluido contenido en un tanque cilíndrico de forma horizontal a determinada altura, con la figura del ejemplo anterior calcular el volumen de diesel con una altura de 1.20 m. Formula: V = 1.33 x h² x l

D - 0.608 h

Donde: V = Volumen de un tanque cilíndrico en m³ h = Altura del nivel del tanque, en m. L = Largo del tanque en m. 0.608 = Factor 1.33 = Factor

15

Ejemplo: Calcular el volumen del tanque que se encuentra en posición horizontal, con los siguientes datos:

Largo = 6.00 m Diámetro = 1.80 m Altura del nivel del combustible = 1.20 m

V = 1.33 x 1.20² x 6.00

1.80 - 0.608 1.20

V = 1.33 x 1.44 x 6.00

1.5 - 0.608

V = 1.33 x 1.44 x 6.00 x 0.9444 = 10.8 m³ V = 10.8 m³ Cuerpo elíptico. l

b a

Tanque de diesel elíptico.

16

Formula: V=πxaxbxL Donde:

Ejemplo: Determine el volumen de un tanque con los siguientes datos:

π = 3.1416

π = 3.1416

a = semi-eje mayor

a = 1.20 m

b = semi-eje menor

b = 0.80 m

L= longitud

L = 5.5 m Sustituyendo: V = 3.1416 x 1.20 x 0.80 x 5.5 = 16.58 m³ Convirtiéndolo a litros se multiplica por 1000 (donde 1 litro = 1000ml) 16.58 x 1000 = 16,580 litros

1.3.- Presiones y fuerzas. Es la fuerza ejercida perpendicularmente a una superficie por: un fluido, el peso ó empuje de un sólido, etc. Para conocer la presión que ejerce una fuerza sobre una superficie ó área se utiliza la siguiente formula: Donde:

P = Presión F = Fuerza

Formula Fuerza

F Presión =

P=

Área

A

A = Área 17

Por consiguiente: Las unidades y símbolos en las que se expresa la presión son:

Sistema métrico decimal

Sistema ingles

Kilogramo/centímetro cuadrado (kg / cm²)

Libras/pulgadas cuadradas (lb / pulg.²)

Factor de conversión.

kg / cm²

a

lb / pulg.²

14.22

Factor de conversión.

lb / pulg.²

a

kg / cm²

0.0703

Aplicaciones.

Se coloca sobre un plano horizontal un tablón que mide 10.16 cm. de espesor, 30.48 cm. de ancho y 3.66 m de largo; primero se apoya sobre la cara más grande y después sobre un extremo.

Si la superficie en que se apoya es muy blanda, evidentemente que el primer caso no se encajará mucho por que el peso se distribuye sobre un área muy grande.

En el segundo caso sí se hundirá más puesto que su peso se concentra sobre un área pequeña, tal como se aprecia en la siguiente figura.

18

Mayor Presión

Menor Presión

Posición 1

Posición 2

Considere que el tablón pesa 68 Kg. en la posición 1, este descansa sobre un área de 309.67 cm².

Formula F P=

Sustitución 68 kg

= 0.219 kg / cm²

P= 2

309.67 cm

A P = 0.219 Kg / cm²

En la posición 2, el tablón descansa sobre un área de 111.556 cm² ¿Qué presión ejerce?

Formula

Sustitución 68 kg

F

= 0.609 Kg/cm2

P=

P=

2

111.556 cm

A P = 0.609 Kg / cm²

19

¿Que presión ejerce un mástil sobre sus apoyos dos gatos de tornillo con total de 91.20 cm² cuando su estructura pesa 5 toneladas con una carga adicional al gancho de 30 toneladas? Datos

Formula Área = 91.20 cm²

F P=

Fuerza = 35 tons.

A

1 tonelada = 1,000 kg

Sustituyendo: 35 tons. x 1000 P=

35000 Kg =

91.20 cm²

= 383.7 Kg / cm² 91.20 cm²

P = 383.7 Kg. / cm² Si se requiere conocer cual es la presión ejercida en lb/pulg.² se utiliza el factor de conversión 14.22. 383.7 kg / cm² x 14.22 = 5456 lb. / pulg.² P = 5456.2 lb. / pulg.² Con este ejemplo se observa que en la instalación de un mástil, es ineludible acondicionar una base con un área lo suficientemente grande donde se colocará la vigueta. Bache de fluido de control para desconexión seca (bache ecologico). Su formula es:

56 x D1

Vol. bache = Lb x capacidad T.P.

D2 - D1

V.b. = Vol. bache = (Lts)

Lb =

Capacidad int. T.P.= capacidad interior T.P.= lts/mts. 20

Donde:

Lb= longitud de bache pesado requerido (mts) D1= Densidad del fluido de perforación (gr/cm3) D2= Densidad del bache pesado (gr/cm3) 56= constante al sacar 2 lingadas (56m) Ejemplo: Se va a efectuar un viaje para cambio de barrena teniendo los siguientes datos:

Profundidad del pozo

= 3000m.

Diámetro de barrena

= 12‖

Tubería de perforación = 5‖ de 19.5 lb/pie = capacidad interior = 9.26 lt/m. Densidad de fluidos = 1.87 gr/cm3 Densidad de bache pesado = 1.95 gr/cm3

Desarrollo:

56 x D1 Lb=

56 X 1.87 =

D2 - D1

104.72 =

1.95 - 1.87

= 1309 mts 0.08

21

Lb = Longitud del bache requerido para este caso = 1309 mts lineales de fluido de 1.95 gr/cm3

Entonces:

Vol. requerido de bache:

Vol. bache = Lb x Capacidad T.P Vol. bache = 109 x 9.26 Vol. bache = 12,121 lts. ó 3202 gal. Antes de iniciar a sacar la Tubería deberá:

Bombear al pozo 3202 gal., de fluidos con densidad de 1.95 gr/cm3. observar el comportamiento del pozo. Sacar la primera lingada de Tubería y verificar si el bache fue colocado adecuado si el bache fue colocado adecuadamente (el tubo que se saca no deberá tirar fluido). Si el punto anterior se cumple, continuar sacando a la superficie Si no se cumple verificar cálculos y bombear resto de bache pesado y continuar sacando. 1.4.- Densidades.

La densidad es la relación de la masa por unidad de volumen, como, por ejemplo, kg/m3 ó lb/ft3. Tiene tanto valor numérico como unidades. Para determinar la densidad de un sustancia se podría encontrar tanto su volumen como su masa, o peso. Si la sustancia es un sólido, un método para determinar su volumen es desplazar una cantidad medida de líquido inerte.

22

Por ejemplo, cierto material de peso conocido se puede colocar dentro de un recipiente que contenga un liquido de peso y volumen conocidos y de este modo medirse el peso y volumen finales de la combinación, la densidad (o peso especifico) de un liquido comúnmente se mide con un hidrómetro (se sumergen en el liquido peso y volumen conocido y se observa la profundidad a la cual penetra dentro del liquido) o con una balanza de westphal (el peso de una posta se compara en el liquido desconocido con el del agua) la densidad de los gases es bastante difícil de medir; un aparato usado es la balanza de edwards, que compara el peso de un bulbo lleno de aire con el peso del mismo bulbo cuando se llena con el gas desconocido.

En la mayor parte de los trabajos realizados con líquidos y sólidos, la densidad no variará demasiado con la presión, pero para determinaciones precisas en sustancias comunes siempre se debe de buscar en un manual la variación de la densidad debida a la presión, como ejemplo: en el invierno se puede poner anticongelante en el radiador del carro el personal de la estación de servicio revisará la concentración de anticongelante al medir el peso especifico y de hecho, la densidad de la solución del radiador después de mezclarse completamente. Cuenta con un pequeño termómetro acoplado a su hidrómetro con el objeto de medir la densidad a la temperatura apropiada.

1.5.- Conversión de unidades.

La regla para el manejo de unidades es, en esencia, bastante sencilla: tratar las unidades como si fueran símbolos algebraicos. Usted puede sumar, restar, o igualar unidades parecidas como libras, watts, etc., pero no unidades distintas. De esta manera, la operación: 5 kilogramos + 3 calorías

23

No tiene sentido dado que las dimensiones de los dos términos son diferentes. La operación numérica: 10 libras + 5 gramos

Se puede efectuar (ya que las dimensiones son las mismas, masa) solamente después de que se transformen las unidades hasta ser las mismas, ya sea libras, o gramos u onzas u así sucesivamente. En la multiplicación y la división, puede multiplicar o dividir unidades diferentes, como (10 centímetros / 4 segundos) = 2.5 centímetros/segundo, pero no puede cancelarlas. Las unidades contienen una cantidad importante de información que no se puede pasar por alto. También sirven como guía en la resolución eficiente de problemas como lo podrá ver mas adelante.

Como ejemplo sume lo siguiente:

a).- 1 pie + 3 segundos. b).- 1 caballo de fuerza + 300 watts.

Solución:

La operación indicada por:

1 pie + 3 segundos.

No tiene significado ya que las dimensiones de los dos terminos no son las mismas. 1 pie tiene las dimensiones de longitud, mientras que 3 segundos tienen las dimensiones de tiempo. En el caso de:

1 Hp + 300 watts

24

Las dimensiones son las mismas (energia por unidad de tiempo) pero las unidades son diferentes. Tiene que transformar las dos cantidades en unidades semejantes, como caballos de fuerza, watts o alguna otra, antes de que se lleve a cabo la suma. Puesto que un Hp es igual a 746 watts.

746 watts + 300 watts = 1046 watts. 1.6.- Aplicación de Fórmulas. Formula para determinar gastos de una bomba

Bomba Triples

Bomba Duplex

Q = 0.0102 x D2 x L

(2 x D2 – d2) x L Q=

Q= 0.0386 x D2 x L

148

Donde: Q = Gasto de un a bomba triplex, en gal/emb. Q = Gasto de una bomba duplex, en gal/emb. Factor 0.0102= en gal/emb. Factor 0.0386= en lt/emb. D = Diámetro de la camisa, en pulg. ó pistón. L = Longitud de la carrera, en pulg.

Ejemplo Bomba duplex : Camisa – 6 1/4‖ Vástago – 3 3/8‖ Carrera – 16‖ 56 emb/min. 90 % de eficiencia volumétrica

25

(2 x 6.252 – 3.3752) x 16 Q= 148 (2 x 39.0625 – 11.3906) x 16 Q= 148 (78.125 – 11.3906) x 16 Q= 148 66.7344 x 16 Q= 148 1067.75 Q= 148 Q=

7.21 gal/emb, al 100 % de ef. vol. 7.21 gal/emb. x 0.90 = 6.489 gal/emb. Al 90% de ef. vol. 6.489 gal/emb x 55 emb/min. = 356.89 gal/min. ó 357 gal/min.

Formula para determinar la cantidad de barita para densificar el fluido de perforación (formula y método práctico). Df - Do Pa =

x V Do 1Da

Donde: Pa = Peso del material agregado, en kg. Df = Densidad final, en gr/cm3 Do = Densidad original, en gr/cm3 Da = Densidad del material densificante (barita), en gr/cm3 V = Volumen del fluido de perforación, en m3 26

Ejemplo: Aumenta la densidad de 1.15 a 1.28 gr/cm3, teniendo en el sistema de circulación 220.0m3 de lodo (densidad de la barita 4.16 gr/cm3).

FORMULA:

1.28 - 1.15 Pa =

x 220, 000 Df - Do

1.15 Pa =

1–

x V Do

4.16 1-

Da

0.13 Pa =

x 220, 000 1-0.276 28, 600

Pa = 0.724 Pa = 39502 Kg. 39502 Kg. Pa= Método práctico:50

= 790 Sacos

1.-

Se restan las densidades.

2.-

El resultado anterior se multiplica por 28, que es una constante.

3.-

Multiplicando este resultado, por el volumen de lodo por densificar en m3, se obtiene finalmente el número de sacos.

Ejemplo: Con datos anteriores. 1.28 - 1.15 = 0.13 0.13 x 28 = 3.64 3.64 x 220 = 800 sacos.

27

CAPACITACION CERTIFICADA

CAPITULO 1 INSTALACIONES DE PERFORACION

INSTALACIONES DE PERFORACION

Instalaciones

de

Perforación Se pueden clasificar ampliamente en 6 tipos diferentes: 1•Equipos de Tierra 2•Equipos Sumergibles 3•Plataformas Auto – Elevables 4•Plataformas Fijas en el Mar 5•Equipos Semi-sumergibles 6•Barcos de Perforación

OPERACIONES DE PERFORACION


Equipos para perforar en tierra firme Típicamente se fabrican en configuraciones liviana, mediana

y

pesada.

Se

movilizan

empleando

camiones de carga pesada y grúas. Los equipos livianos sólo pueden perforar unos pocos miles de pies. Los grandes son capaces de perforar por encima de los 7000 metros.



Barcazas (Chalanas) Sumergibles Ideales para perforar en aguas muy someras. Pueden navegar o ser remolcados. Se sumergen cuando los compartimientos del casco son inundados con agua. El equipo se apoya en el lecho del agua y parte del mismo queda por encima del nivel del agua para permitir el trabajo de la cuadrilla de perforación. Estos equipos son apropiados para pantanos poco profundos, ríos y aguas interiores Construidos especialmente como sumergibles. Pueden operar también en áreas con frío extremo. Profundidades típicas del agua son de 6 metros



Plataformas Fijas

Autosuficientes y Plataformas Fijas con barcos de apoyo Permanecen inmóviles una vez construidas Pueden perforar varios pozos desde una misma localización Pueden ser autosuficientes o asistidos por barcazas (chalanas) de servicio. Tres tipos de Plataformas Fijas son: Soportada sobre pilotes de Acero, Montada sobre tubo conductor hincado, y Montada sobre pedestal de concreto sumergido.



Equipos Semi-Sumergibles Tienen

patas

sumergibles,

y las

apoyos patas

huecos. son

Como

los

inundadas.

Sin

embargo, se requieren anclas y / o impulsores y posicionadores

para

mantener

el

equipo

en

posición. Cuando se emplean impulsores, se llaman de Posicionamiento Dinámico (controlado por computador). Con este sistema se mantiene el equipo estable sobre el pozo a perforar. Utilizan instalaciones sub marinas para control del pozo fluyendo – BOPs



Barcos Perforadores Son unidades flotantes costa afuera autopropulsadas, emplean sistema para control de reventones similares a los Semi-Sumergibles. Una Placa-Base de acero con hueco central se posiciona en el lecho marino para indicar el sitio en donde se perforará el pozo. Los equipos SemiSumergibles y Barcos Perforadores se posicionan sobre la placa para comenzar la perforación del pozo a través de ellas.



CAPITULO 3

SELECCIÓN DE EQUIPOS DE PERFORACION

CAPITULO 3

Selección de Equipos de Perforación •Contenido: 1.

Objetivos

2.

Introducción

3.

Tipos de Equipo de Perforación

4.

Sistema de Izaje

5.

Cargas: en el gancho, línea rápida y línea muerta

6.

Selección de Malacates

7.

Cable de Perforación

8.

Cálculos de Toneladas-Milla

9.

Programa Deslizar y Cortar

10. Selección de la Torre de  Perforación 11. Selección de Bombas de Lodo 12. Potencia Total del Equipo de Perforación


CAPITULO 3

Selección de Perforación

Equipos

de

•Objetivos Al final de esta presentación usted entenderá como: 1. Identificar los tipos de Equipo de Perforación 2. Entender el Sistema de Izaje 3.Entender como seleccionar el Malacate

Selección de Equipos de Perforación Existe un número de consideraciones fundamentales para el diseño de un pozo y la selección del equipo de perforación a utilizar entre las cuales tenemos: El territorio donde van a operar El rango de profundidad y tamaño de los pozos a perforar Las cargas esperadas de las tuberías de perforacion El rango de velocidades de rotación y el torque requerido El peso y tamaño de los componentes de la sarta de perforación Sistema de circulación, tanques, múltiples y equipo de control de sólidos Servicios auxiliares y la potencia que requieren Altura de la subestructura – Espacio libre bajo ella Arreglo de preventores Controles Otros (burros, herramientas, instrumentación, etc..) OPERACIONES DE PERFORACION

CAPITULO 3

Selección de Equipos de Perforación Introducción • Un Equipo de Perforación es un sistema compuesto de muchos equipos (elementos) individuales que combinados forman una unidad capaz de construir pozos. Sin esta unidad no se podrían perforar o revestir los pozos.

• El procedimiento correcto para seleccionar un Equipo de Perforación es el siguiente: 1) Diseñar el Pozo 2) Establecer las cargas máximas esperadas durante las operaciones de perforación, completación y prueba de pozos. 3) Conseguir los equipos disponibles en el área y verificar que cumplan con los requisitos del punto # 2. 4) Acordar la disponibilidad con los contratistas de Equipos de Perforación. 5) Realizar un proceso de licitación y seleccionar el Equipo de Perforación basado en costos, capacidades y disponibilidad. OPERACIONES DE PERFORACION

CAPITULO 3 Equipo de Perforación Selección Tipos de Equipo de Perforación: • Equipo de Perforación en tierra • Equipo de Perforación costa afuera: – Equipo de Perforación flotantes: Semi-sumergible Barcos de Perforación –Equipo de Perforación apoyados en el fondo: Plataforma auto-elevable Plataforma Barcaza o gabarra


CAPITULO 3

Equipo de Perforación en Tierra


CAPITULO 3

Equipo Móvil de Perforación en Tierra


CAPITULO 3

Equipo de Perforación Auto-Elevable


CAPITULO 3

Movimiento de Equipos de Perforación Plataforma auto-elevable Rowan Gorila


CAPITULO 3

Equipo de Perforación Sumergibles / Barcazas

Los equipos sumergibles se pueden anclar cuando se utilizan en profundidades de hasta 175 pies o pueden descansar sobre el lecho marino cuando trabajan en profundidades desde 5 a 20 pies. Barcazas de Pantano se utilizan para perforar pozos en áreas poco profundas de hasta 6 metros en canales tierra adentro o pantanos..


CAPITULO 3

Equipo de Perforación Semi-Sumergible


CAPITULO 3

Barco de Perforación

BARCO PERFORADOR


CAPITULO 3


CAPITULO 3

Resumen de los Tipos de Equipo de Perforación Componentes del Equipo de Perforación –Los componentes principales de un Equipo de Perforación cuyas capacidades se deben revisar son: • Sistema de Izamiento • Equipo de Rotación • Sistema de Circulación • Equipo para manejo de tubulares • Equipo de control de presiones • Capacidad del mástil y la subestructura • Requerimientos de Potencia Sistema de Izamiento El sistema de Izamiento consta de: 1. Malacate


CAPITULO 3

corona

Polea viajera gancho

Cable de perforacion

Sistema de Izamiento Malacate Es un ensamblaje que cuenta con un tambor rotatorio, provisto de ejes, cadenas y engranajes para cambo de velocidades o giro en reversa. También tiene un freno principal que para la cable de perforación. La cable de perforación se enrolla varias veces en el tambor y pasa a través de las poleas de los bloques corona y viajero.


CAPITULO 3 Sistema de Izamiento Malacate

Sistema de Izamiento • El cable de perforación pasa a través de las poleas del bloque corona y el bloque viajero y uno de sus extremos va a una grapa de anclaje llamada “Ancla de Línea Muerta”. • La sección del cable de perforación que une al tambor con el bloque corona se llama línea rápida. • Por esto; durante las operaciones de izaje, si hay 10 líneas entre el bloque corona y el bloque viajero, la línea rápida viaja 10 veces mas rápido que el bloque viajero, para poder enrollar o desenrollar la cable de perforación del tambor. Sistema de Izamiento Bloque Corona Un bloque localizado en el tope de la torre ó mástil OPERACIONES DE PERFORACION

CAPITULO 3

1.

Contiene un número de poleas donde se enrolla la cable de perforación.

2.

El bloque corona provee los medios para llevar la cable de perforación desde el tambor hasta el bloque viajero.

3.

El bloque corona es estacionario y esta firmemente montado sobre el tope de la torre ó mástil.

4.

Cada polea dentro del bloque corona actúa como una polea individual.


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento Poleas


CAPITULO 3

Bloque Viajero

Un bloque con forma de diamante que contiene un número de poleas menor al que hay en el bloque corona, girando sobre un eje común.


CAPITULO 3

Gancho y Eslabones para Elevador El gancho y los eslabones cuelgan debajo del bloque viajero para facilitar la perforación con la unión giratoria (Swivel) y la corrida de tubería


CAPITULO 3

Equipo de Perforación Semi-Sumergible Sistema de Izamiento

Unión Giratoria (Swivel)


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento El Cable de Perforación Nomenclatura: Wire Rope = Cable Trenzado Wire = Hilo de alambre Core = Núcleo, alma del cable Strand = Torón (haz o trenza de Hilos) Center = Centro del torón

Sistema de Izamiento El Cable de Perforación:Los cables difieren en el número de trenzas o torones y en el arreglo ó patrón de los hilos en cada uno de ellos. La mayoría de los Cables de Perforación se clasifican en 4 grupos, basados en el número de Torones y el número de hilos por Torón como se muestra en la tabla inferior extraída del manual IADC:


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento El Trenzado y su construcción 1. Capa sencilla – Como su nombre lo indica, tiene un solo tendido de hilos de alambre trenzados alrededor del hilo central. La figura inferior muestra la configuración mas común para un Torón de capa sencilla.


CAPITULO 3 Torón 1-6 de capa sencilla: 6 hilos trenzados alrededor de un hilo central

Sistema de Izamiento El Trenzado y su construcción 2. Hilos de Rellenos – Consiste en dos capas de hilos del mismo tamaño trenzados alrededor de un hilo central. La capa interna tiene la mitad de los hilos de la capa externa y entre las dos capas se colocan hilos de relleno más delgados.


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento El Trenzado y su construcción 3. Sellado – Dos capas alrededor de un hilo central con el mismo número de hilos en cada una. Los hilos en la capa exterior son más gruesos que los de la capa interior y descansan en los valles que se forman entre los hilos interiores, haciendo el trenzado hermético o sellado


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento El Trenzado y su construcción 4. Warrington – Dos capas de hilos, la capa exterior tiene hilos de dos tamaños que se alternan entre grande y pequeño. Los hilos grandes descansan en los valles que se forman entre los hilos de la capa interna y los pequeños en la coronas o crestas del trenzado de la capa interior .


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento El Trenzado y su construcción

5. Patrones Combinados


CAPITULO 3

El Trenzado y su construcción Normalmente las trenzas están preformadas para que tomen la forma helicoidal que van a tener una vez que estén envolviendo el cable central. Estas se denomina Trenzas Preformadas o PRF de sus siglas en ingles (Preformed strands) Patrones utilizados en los cables de perforación: . 1) Hilos de Relleno . 2) Sellado (“Seale”) . 3) Combinado

Sistema de Izamiento El Trenzado y su construcción Tendido - Las Trenzas se pueden colocar girando hacia la izquierda o hacia la derecha y los hilos en las trenzas se pueden colocar de manera que se vean paralelos al eje del Cable (Trenzado Normal) o paralelos al eje de las Trenzas (Trenzado Lang). La figura muestra el caso para el cable de perforación con Tendido Derecho Normal o RRL por sus siglas en ingles (Right Regular La


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento El núcleo del cable de acero El principal propósito del núcleo dentro del cable de acero es proveer soporte a los torones o trenzas. Hay 3 tipos comunes de núcleos: 1.

Núcleo de Fibra ( FC – Fiber Core) – de fibras artificiales como el polipropileno. Núcleo Alambre de Acero Independiente – ( IWRC – Independent Wire Rope Core)


CAPITULO 3

2.

Núcleo de Trenza – Una Trenza hecha de hilos de alambre.  Las Trenzas proveen toda la resistencia a la tensión si el núcleo es de fibra. Pero cuando el núcleo es tipo IWRC, éste contribuye a la resistencia nominal. Por ejemplo en un cable de 6 trenzas con núcleo Independiente de alambre de acero, el núcleo contribuye en un 7.5% de la resistencia nominal.  El cable usado en perforación tiene núcleo de línea de Acero Independiente- IWRC.  

3.

Sistema de Izamiento

Grados del Cable de Perforación Casi todos los Cables de Perforación tienen uno de los siguientes grados: 1.

Acero Mejorado ( IPS – Improved Plow Steel )Acero Extra Mejorado ( EIP – Extra Improved Plow Steel)  Un cable convencional EIP de 6 trenzas tiene una resistencia nominal 15% mayor a un cable IPS.

Sistema de Izamiento Cable de Perforación El tamaño de la línea de Perforación varia entre 1/2” a 2” ¿Que significa la siguiente descripción de un cable de perforación? 1”X5000’6X19SPRFRRLIPSIWRC


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento Especificación del Cable de Perforación:  ¿Que significa la siguiente descripción de una cable de perforación? 1” X 5000’ 6 X 19 S PRF RRL IPS IWRC 1” = Diámetro de la Línea 5000’ = Longitud de la línea 6 = Número de torones en el Cable 19 = Número de hilos en cada Torón S = Seale Pattern – Tendido Sellado PRF = Preformed Strands – Trenzas Preformadas RRL = Right Regular Lay – Tendido Derecho Normal IPS = Improved Plow Steel – Acero de Aleación Mejorada IWRC = Independent Wire Rope Core – Núcleo Independiente de alambre de acero


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento Midición del Diámetro del Cable de Perforación El diámetro correcto de un cable de acero es el diámetro del círculo que circunscribe todos las trenzas. Es la medición de sección mayor y se debe realizar con un Vernier.


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento Resistencia Nominal de Rotura para cable trenzado de 6X19

Tomado de “Applied Drilling Engineering” extrajo del libro SPE ADE


CAPITULO 3

Sistema de Enhebrado del cable“Block and Tackle” La cable de perforación se hace pasar (enhebrado) a través de las poleas en los bloques de corona y viajero con los uno de los extremos amarrado al eje del tambor principal en donde se enrolla y con el otro asegrurado con una grapa en el ancla de línea muerta. El termino Enhebrado (“block and tackle”) se utiliza para referirse al arreglo de: bloque corona – cable de perforación y bloque viajero.

Sistema de Izamiento La Línea Rápida del sistema de enhebrado del cable


CAPITULO 3 Sistema de Izamiento ANCLAJE DE LÍNEA MUERTA 1.

Sirve para fijar la última línea que viene del bloque corona y para permitir el suministro de cable de perforación nuevo desde el carrete donde se encuentra almacenada cada vez que se requiera correr y/ó cortar el cable desgastado. El cable de perforación usado corrido hacia el tambor y después cortado y desechado del sistema.

2.

La practica de deslizar y cortar ayuda a incrementar la vida útil de la cable de perforación.

Sistema de Izamiento ANCLA DE LÍNEA MUERTA


CAPITULO 3


Consideraciones para el diseño 1.

Determinar el hoyo más profundo a perforar.

2.

Determinar las cargas máximas perforando ó en la corrida de revestimientos.

3.

Utilizar estos valores y compararlos con la capacidad del


CAPITULO 3 mástil en los equipos de perforación disponibles.

Sistema de Izamiento Elementos para el Cálculo 1.

Carga estática del mástil

2.

Factor de Eficiencia

3.

Carga Dinámica en la Corona

Sistema de Izamiento • En condiciones dinámicas se debe considerar la fricción entre la cable de perforación y las poleas. :

• El factor de fricción para los rodamientos de tipo normal que hay en el bloque de poleas de corona y viajero es 1.04. • Consultar la Norma API RP 9B. ( Figura 2 )  IPM


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento Eficiencia del Sistema de Izamiento: Factor de Eficiencia (EF) del Sistema de Izamiento (Según la Norma API RP9B ):  Donde: nn == número número de de líneas líneas yy ss == número número de de poleas poleas EF  Donde: en un Equipo de Perforación s = n.

Sistema de Izamiento Relación entre s y n en casos generales de Equipos de Perforación (Según la norma API RP 9B)


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento El objetivo es diseñar un programa de corte óptimo para el cable de perforación que se adapte a la situación particular del equipo. • Para poder optimizar el corte es necesario poder cuantificar la cantidad de trabajo realizado por la línea de perforación. • El trabajo realizado por la cable de perforación se mide en “Toneladas por Milla, Ton-Milla” que se refiere al trabajo para levantar una carga de una tonelada a lo largo de una milla ( ó sea, levantar 2000 lbs una distancia de 5280 ft = 10, 560,000 lbs x pie) • Según esto, una “Ton-Milla” = 10,560,000 ft-lbs. OPERACIONES DE PERFORACION

CAPITULO 3 • Si se corta un cable de perforación con muy pocas TonMilla, el costo de operación del equipo de perforación serán mayores que lo necesario; pero si se corta la línea con demasiadas Ton-Milla acumuladas se corre el riesgo de provocar un accidente o de tener que cortar una cantidad excesiva de línea.

Sistema de Izamiento La siguiente tabla extraída del manual de IADC muestra la meta inicial de Ton-millas de trabajo acumulado en cada pie de cable en un Equipo de Perforación sin registros anteriores para proceder al corte del cable usado. Dependiendo de los resultados estameta se puede aumentar o disminuir. • Es importante destacar que la meta para las Ton-Milla acumuladas antes del corte varía con los diámetros de la línea y del tambor del Malacate. Sistema de Izamiento Longitud de Cable a cortar después de acumular las Ton-Milla de la meta El propósito es prevenir que la línea pase de un punto crítico al otro. La siguiente tabla muestra las longitudes de cable a cortar en términos del diámetro del tambor del malacate para prevenir que ello ocurra, sin embargo se pueden tomar otras longitudes.


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento Longitud Máxima de cable para cortar Hay un número máximo de Ton-milla acumuladas recomendado entre los cortes y esto limita la longitud máxima de línea a cortar.


CAPITULO 3

Sistema de Izamiento Trabajo del Cable de Perforación en un Viaje Redondo Toneladas-Milla acumuladas para hacer un viaje redondo (TR) Sistema de Izamiento Toneladas-Milla acumuladas en el cable para Perforar y toma de núcleos 1.

Para perforar una sección del hoyo desde una profundidad d1 hasta d2, el trabajo realizado por el cable será:  Td = 3(T2 -T1),

2.

El trabajo total efectuado (WD) para tomar núcleos:  TC =2(T2 -T1),

T2 = WD para un viaje redondo hasta d2 donde se terminó de perfora o de cortar núcleos antes de sacar fuera del hoyo, T1 = WD para 1 viaje redondo hasta d1 donde se comenzó a perforar o a tomar núcleos.

Sistema de Izamiento Ton-milla del cable de perforación para correr la TR Trabajo realizado corriendo T:Rr (TS) OPERACIONES DE PERFORACION

CAPITULO 3

Sistema de Izamiento Programa de Deslizado y Corte del Cable al acumular las Toneladas-Milla (toneladas kilometro)de trabajo definidas El Gran Total del trabajo realizado por un cable de perforación es la suma de las Ton-Millas (toneladas kilometro): 1.

Perforando

2.

Tomando de Núcleos

3.

Haciendo Viajes de tubería (cortos y redondos)

4.

Corriendo T:R


CAPITULO 3

Sistema de Circulación

Sirve de soporte al sistema de rotación al proveer el equipo, los materiales y las áreas de trabajo para preparar y mantener el fluido de perforación o “lodo”. Selección de Equipos de Perforación Sistema de Circulación: Bomba Tubería de Perforación Espacio Anular Barrena Tubería de Revestimiento Agujero Abierto Collares de Perforación


CAPITULO 3

Sistema de Circulación 1.

El corazón del sistema de circulación son las bombas de lodo,

2.

Existen dos tipos de bombas de lodo utilizadas en la industria petrolera: Duplex y Triplex,

3.

Una bomba básica consiste en un pistón que hace un movimiento recíproco dentro de un cilindro.

4.

Una bomba es sencilla si bombea el fluido cuando el pistón se mueve hacia adelante (bomba triplex) y de acción doble cuando bombea el fluido al moverse en ambas direcciones (bomba duplex).

5.

El tamaño de los pistones (y de las camisas en que se mueven) afectan el caudal (tasa de bombeo o gasto) y la presión máxima que pueda alcanzar la bomba


CAPITULO 3

Sistema de Circulación Bomba Triplex


CAPITULO 3 Sistema de Circulación Bomba Triplex


Para una bomba dada, los diferentes tamaños de camisas tienen el mismo diámetro externo (DE) pero diferente diámetro interno (DI).

2.

La camisa (liner) más pequeña (menor DI), se utiliza en la parte más profunda del pozo donde se requiere un menor caudal pero mayor presión.

3.

La presión de operación depende del caudal (gasto), tamaño y profundidad del hoyo, tamaño de la tubería de perforación y lastra barrenas, propiedades del fluido de perforación y el tamaño de las toberas utilizadas.


CAPITULO 3


Un programa hidráulico completo se debe calcular para poder determinar la presión requerida por la bomba.

2.

El Tamaño de la bomba se determina por la longitud de carrera del pistón (valor fijo para cada bomba) y por el máximo diámetro interno de liner que se puede instalar en ella

Sistema de Circulación Eficiencia Volumétrica: 1.

El fluido de Perforación generalmente contiene un poco de aire y es ligeramente compresible. Por esto el pistón tiene una carrera más corta a la teórica antes de alcanzar la presión de descarga.

2.

Como resultado de esto la eficiencia volumétrica siempre es menor a uno (1), alrededor de 95% para las bombas triplex y 90% para las duplex.

3.

Además de esto debido a las perdidas de potencia en la transmisión mecánica, la eficiencia mecánica de la mayoría de las bombas de este tipo (transmisión mecánica) esta alrededor de 85%


CAPITULO 3

Sistema de Circulación Según la mecánica de fluidos: PotenciaHidráulica (hhp)={caudal(GPM)xPresión(psi)}/1714 Sistema de Circulación Ejemplo: Requerimientos de Potencia para la bomba Calcular la potencia requerida para la siguiente bomba: Caudal (gasto) Presión Eficiencia Mecánica = 1200 gpm, = 2000 psi, = 0.85 Solución: PotenciaHidráulica(hhp) ={Caudal(GPM)xpresión(psi)}/1713.6 = 1400.6 HP Potencia requerida por el motor = 1400.6/0.85 = 1648 HP Sistema de Circulación BombasCentrifugas: Este tipo de bomba utiliza un impulsor de paletas tipo aspas que gira dentro de una carcaza para impulsar el fluido en vez de un pistón reciprocando dentro de un cilindro. Las bombas centrifugas se utilizan para precargar las bombas de lodo y proveer de fluido a los equipos de control de sólidos y mezcladores de lodo. Equipo para manejo del fluido de Perforación: En la selección del Equipo de Perforación se debe incluir el equipo para manejo del fluido de Perforación que comprende todo lo necesario para manejar el fluido en la superficie. OPERACIONES DE PERFORACION

CAPITULO 3 Sistema de Circulación Equipo para manejo del fluido de Perforación: Este equipo incluye: 1.

Temblorinas (Shale Shakers): Especificar tamaño y tipo

2.

Presas de Lodo: El numero de las presas y su tamaño lo determina el tamaño y profundidad del hoyo. También por el tamaño del Equipo de Perforación y el espacio disponible, especialmente en Equipos de Perforación Costa afuera. El tamaño de las presas es generalmente de 8-12 pies de ancho, 20-40 pies de largo y 6-12 ft de alto

3.

Desgasificador y Separador de Gas – Lodo: Tipo y Modelo

4.

Centrifugas y Limpiadores de Lodo (Tipo “3 en 1”),

5.

Desarenadores y desarcilladores.


CAPITULO 3

Equipo para la Detección de Gas Arreglo de Preventores y Desviadores de flujo Equipo para Detección de Influjos Tanque de Viajes Medidor de Flujo de retorno

Requerido de acuerdo con las “Buenas Prácticas” de campo: • Múltiple de Estrangulación, Líneas de Matar y de Estrangulación • Acumulador y Sistema para Control remoto de preventores (Koomey Unit) • Cabezas Rotatorias si se perfora con aire o en Desbalance • Sistema de Fluidos con capacidad para almacenar el volumen del hoyo mas el 100%


CAPITULO 3

El Mástil y la Subestructura El mástil debe soportar las cargas al gancho, la tubería de perforación almacenada y las cargas debido a los vientos. El mástil debe tener la suficiente altura y resistencia para introducir y sacar las cargas dentro y fuera del pozo. El mástil debe ser lo suficientemente resistente para soportar la carga al gancho, a la línea rápida y la línea muerta. El Mástil y la Subestructura Existen dos tipos de Mástiles: Mástil Estándar: es una estructura apernada (o atornillada) que debe ser ensamblada pieza por pieza; generalmente utilizada en equipos costa afuera. Los mástiles instalados en Equipos de Perforación flotantes están diseñados para soportar cargas dinámicas mayores debido a movimientos de cabeceo, ladeado, sube y baja, inclinaciones, y fuerza de los vientos El espacio disponible entre el piso del Equipo de Perforación y el bloque corona debe ser mayor para poder manejar los movimientos verticales de la unidad flotante debido al oleaje.


CAPITULO 3

Capacidad del Mástil y la Subestructura Mástil o Torre portátil: • Este tipo de mástil pivotea desde su base y es bajado a la posición horizontal utilizando el malacate después de terminar el pozo y el Equipo de Perforación esta listo para moverse para otra locación, • El mástil se desarma en varias secciones unidas por pasadores que son normalmente transportadas en camiones. Capacidad del Mástil y la Subestructura Mástil Portátil:


CAPITULO 3

Capacidad del Mástil y la Subestructura Mástil o Torre portátil:

Capacidad del Mástil y la Subestructura • El mástil se asienta sobre la subestructura sobre la cual esta montado los equipos de perforación. La subestructura debe tener la capacidad de soportar la sarta de perforación en el mástil más la carga del revestidor mas pesado. • La altura de la subestructura sobre el piso depende del tamaño del Equipo de Perforación. Varía entre los 10 a 35 pies.


CAPITULO 3 Requerimientos de Potencia El requerimiento total de potencia del Equipo de Perforación es la suma de los requerimientos de potencia individuales para: 1.

Malacate

2.

Mesa Rotaria o Top Drive

3.

Bombas de Lodo

4.

Sistema de Manejo de Lodos

5.

Requerimientos auxiliares de potencia para iluminación, etc..

6.

Sistema soporte de vida.

Requerimientos de Potencia 1.

La potencia real requerida en un momento dado depende de la operación que se esté llevando a cabo.

2.

La potencia máxima es utilizada cuando se esta circulando o levantando la sarta.

3.

Se utiliza la potencia mínima cuando se esta corriendo registros eléctricos.


CAPITULO 3 Requerimientos de Potencia 1.

La Potencia de un Equipo de Perforación moderno es comúnmente generado por unidades de potencia dieseleléctricas.

2.

La potencia producida es de corriente alterna CA que luego es convertida a corriente directa, DC por el Rectificador “SCR” (Silicon Controlled Rectifier)

3.

La corriente el llevada a través de cables hasta los motores eléctricos acoplados en forma directa a los diferentes equipos como bombas de lodo, mesa rotaria, malacate, etc..


CAPITULO 3

Selección de Equipos de Perforación Ahora usted debería comprender:  1. Los tipos de Equipo de Perforación 2.


3.

Cargas: en el gancho, línea rápida y línea muerta

4.

Selección de Malacate

5.

Cable de Perforación

6.

Cálculos de Ton-Millas

7. Selección de la torre de perforación 8. Selección de Bombas de Lodo 9. Potencia del Equipo de Perforación



CAPITULO 2 SISTEMAS BASICOS DEL EQUIPO DE PERFORACION

CAPITULO 2

Sistemas Básicos del Equipo de Perforación Los 5 Sistemas más importantes en un Equipo son: 1. Sistema de Potencia 2. Sistema de Rotación 3. Sistema de Levantamiento de Cargas 4. Sistema Circulante de Fluidos 5. Sistema de Prevención de Reventones


CAPITULO 2

El Sistema de Potencia Se subdivide en dos partes: 1. Generación de Potencia 2. Transmisión de Potencia • Transmisión Eléctrica • Transmisión Mecánica

Generación de Potencia. La forma más común es el uso de Motores de Combustión Interna. Estos motores son normalmente alimentados por combustible Diesel Su número depende del tamaño del equipo al que van a suministrar la potencia Muchos equipos modernos tienen 8 Motores de Combustión Interna ó más.


CAPITULO 2 Transmisión Eléctrica •La mayoría de los equipos en la actualidad utilizan esta forma de transmisión de potencia •Los Generadores producen la electricidad que se transmite a los Motores Eléctricos a través de cables de conducción eléctrica.

Transmisión Mecánica No es muy utilizada hoy día aunque todavía se emplea en algunos equipos viejos. Consiste de una serie de correas, cadenas, poleas, piñones dentados y engranajes. Se denomina también Sistema de Transmisión Compuesta


CAPITULO 2

Sistema para Levantamiento o Izado de Cargas Proporciona tanto el equipo necesario como las áreas de trabajo •La Estructura Soportante •El equipo para el Izaje o Levantamiento de cargas La Estructura Soportante •La Sub-Estructura •El Piso del Equipo de Perforación •La Torre de Perforación Torre de perforación

Piso del Equipo Sub-Estructura


CAPITULO 2 Sistema de Izaje Los principales componentes son: 1. Malacate 2. Bloque de Cororna 3. Bloque Viajero 4. Gancho 5. Elevador 6. Cable ó Línea de Perforación

Sistema de Rotación Tiene 3 Sub-Componentes mayores: 1. Ensamblaje de Mesa Rotaria y / ó Top Drive 2. La Sarta de Perforación 3. La Barrena Sistema de Rotación con Barra de Transmisión – Kelly


CAPITULO 2

Sistema de Rotación con Impulso en el Tope de la Sarta – “Top Drive”


CAPITULO 2

La Sarta de Perforación


CAPITULO 2

La Barrena


CAPITULO 2

Sistema Circulante del Fluido de Perforación. Los 4 componentes principales de un sistema circulante son: 1. El fluido de Perforación 2. El área de preparación y almacenaje 3. El equipo para bombeo y circulación de fluidos 4. El equipo y área para el acondicionamiento


CAPITULO 2

Sistema para control del Pozo y Prevención de Reventones Un reventón es un flujo incontrolado de fluidos de la formación a la superficie Comienza con un “brote” o “cabeceo” que es un flujo imprevisto de fluidos de la formación adentro del pozo el cual, si no se maneja apropiadamente se convierte en un Reventón El Sistema para control del Pozo tiene 3 funciones: 1. Cerrar el pozo en caso de un Influjo imprevisto 2. Colocar suficiente contra-presión sobre la formación 3. Recuperar el Control Primario del Pozo


CAPITULO 2

Sistema para control del Pozo y Prevención de Reventones – Componentes


CAPITULO 2


CAPITULO V CONTROL DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS

OBJETIVO Al terminar el módulo usted: 

Conocerá y entenderá todo lo relacionado con el control de pozos en aguas profundas.



Reconocerá cual método de control será el adecuado a usar

 Identificará un brote, cuando cerrar y como prevenir el descontrol de pozos en aguas profundas

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CAPITULO X CONTROL DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS INDICE 1.- EQUIPO SUBSEA PARA CONTROL DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS (EQUIPOS REQUERIDOS) 2.- CIERRE EN EL FONDO MARINO EN POZOS DE AGUAS PROFUNDAS 3.- CONTROL DE POZOS CON FLUJO SUPERFICIAL 4.-CONTROL, PREVENCIOS Y DETECCION DE BROTES 5.-ARREGLOS DE LOS BOP 6.- SISTEMA RISER 7.- ROV 8.- FLUIDOS DE PERFORACION 9.-DESCONEXIONES DE EMERGENCIA

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La industria ha dado pasos agigantados en la tecnología de la perforación, producción y reparación de los pozos en aguas profundas. A medida que se incrementa la profundidad del agua, los problemas a que nos enfrentamos se tornan cada vez más agudos y surgen nuevos problemas. Los fundamentos del control de pozos en los equipos flotantes son los mismos que aquellos para otros tipos de operaciones de reparación o perforación. La clave para controlar el pozo es la pronta detección de un influjo, cerrar el pozo rápidamente y circular el influjo hasta sacarla utilizando una o más técnicas de presión constante en el fondo del pozo. Este capítulo cubrirá las consideraciones relacionadas con el control de pozos en equipos de perforación flotantes.               

Los componentes submarinos / sistemas de control en la superficie La profundidad del agua y la fractura de la formación La detección del kick cuando se opera sin riser Los riser y la BOP para la detección de los kicks La fricción en el sistema de las líneas del choke / kill. El procedimiento de inicio El mantenimiento de la presión correcta Los sistemas de derivación El sistema para derivar el gas de poca profundidad. El preventor anular en el riser superior Los hidratos de gas El sistema de BOP submarino El equipamiento submarinos El sistema de control del BOP submarino Otros problemas w Las reparaciones submarinas

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COMPONENTES SUBMARINOS / SISTEMAS DE CONTROL EN LA SUPERFICIE En un entorno submarino, la base guía es generalmente el primer equipo que se corre. Ésta provee la base para guiar la columna de perforación, la tubería de revestimiento y otras herramientas en el pozo perforado. Según la profundidad del agua y el tipo de equipo de perforación, se podría asentar la base guía y los subsiguientes componentes con o sin una línea guía. Una vez que se haya corrido la columna de tubería de revestimiento de soporte (guía) y se haya instalado el cabezal del pozo, se puede instalar el sistema de control de pozos submarino. Este sistema consiste en el conjunto de BOP, el Conjunto Inferior del Riser (LMRP), el Sistema de Control y el Riser.

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Existen varios tipos de conectores, tales como los conectores tipo Collet que se usan para conectar la columna del conjunto de BOP al cabezal del pozo. Este conector de alta presión de trabajo (Ch) debe proveer un rango presión de trabajo mínima clasificada que sea igual o mayor al rango de presión de trabajo para la cual está diseñado el conjunto de BOP. El conjunto de BOP debe proveer una solución total para el programa de perforación. Este es un problema complejo que no tiene una solución ideal. Se pueden usar más juegos de rams o rams de doble propósito. Sin embargo, al agregar más componentes, esto incrementa la altura general del conjunto y las preocupaciones sobre su manejo en la superficie podrían eliminar esta opción. Dado que podría tomar varios días para desconectar y maniobrar el conjunto para hacer cambios o reparaciones en los componentes, es común usar esclusas ciegas / de corte y de diámetro variable (VBR). Algunos operadores optan por el uso de dos juegos de rams ciegas / de corte para proveer un sello de soporte en caso de una desconexión no programada. Esto reduce el número restante de rams y puede limitar las opciones de colgar dado que algunos VBR [ram de diámetro variable] podrían tener límites en cuanto a la cantidad de peso que pueden soportar. La colocación de los componentes del conjunto de BOP depende específicamente de la política de Contratista / operador además de las condiciones anticipadas. Algunas de las preguntas que deberá considerar son:  ¿La tubería se reciprocara a través del preventos que esta cerrado?  ¿Bajo que condiciones la tubería se deberá colgar? ¿Si es así, en cual rams será?  ¿Que preventor fue elegido para hacer el cierre inicial?  ¿Cuál procedimiento de cierre se prefiere, blando o duro?

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Como la tecnología de aguas extremadamente profundas evoluciona, el conjunto de preventores se torna más complejo. Las unidades de posicionamiento dinámico poseen instrumentos que proyectan la posición de equipo no interesando si utiliza el “circuito amarillo” o el “circuito azul”. El circuito amarillo nos muestra que el quipo se esta retirando del pozo. Si el indicador se mueve al circuito rojo comienza la secuencia de desconexión de emergencia. Esta secuencia de desconexión de emergencia anula el sistema de control normal del conjunto de BOP. Una serie de sistemas des-conectores de emergencia fueron desarrollados para activarse en el caso de una perdida de las señales (eléctricas y/o hidráulicas) entre el sistema de control y el conjunto de BOP. Cuando estos sistemas se logran activar todas las secuencias, el ram cortador, cerrar el ram, y la desconexión. El sistema hombre muerto es en el caso de una perdida de energía en el control MUX (sistema de control eléctrico submarino), efectúa la desconexión en caso de rotura del riser o si por alguna razón se mueve de la locación el equipo. Algunas unidades de aguas profundas poseen un sistema de desconexión acústico de reserva para emergencia. Cualquiera sea el sistema, el objetivo de ellos es cerrar rápido y seguro aunque el equipo halla perdido el raiser , el pozo, o experimente cualquier otra emergencia.

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El conjunto de BOP esta lleno de instrumentos que miden tanto la presión y/o la temperatura en el conjunto (usado como guía para compensar la CLFP). También se tienen los medios para que el ROV remotamente accione las funciones del conjunto de BOP (cierre en caliente) en caso de una situación de desconexión de emergencia. Existe otra consideración para aguas profundas es él limite de la carga externa sobre el conjunto de BOP, debido al peso del reiser largo y la junta flexible, estas generan una tremenda carga sobre el mismo conjunto de BOP. En la parte superior del conjunto de BOP hay otro conector para el LMRP. Por lo general, este conector es un conector calibrado para una presión más baja (Cl) que el conector de la parte inferior y limita el uso del preventor de reventones anular superior a la presión para la cual fuera calibrada, diseñada. Asimismo, en la unión del conjunto de BOP y el LMRP existe un contacto interfacial para el conjunto de BOP, las líneas del choke y de kill y las funciones del sistema de control asociado. El sistema de control provee dos conjuntos de controles idénticos, un módulo de control amarillo y uno azul para redundancia. Los módulos de control son los nexos de comunicación desde los equipos de control en la superficie. Conectados a través de mangueras de control desde la superficie, estas contienen líneas de control eléctricas y/o hidráulicas para las señalar a las válvulas tipo cierre que accionen funciones del conjunto de BOP. Se deberían presurizar las líneas, sólo en los sistemas hidráulicos, para asegurar que haya una respuesta rápida. A veces se incorporan cilindros de acumulador en el diseño del sistema submarino para facilitar varias funciones. Hay que precargar estos botellones por encima de la presión ejercida por el agua de mar a la profundidad de la BOP, lo cual requiere cilindros de acumulador clasificados para alta presión, en orden de estar seguro de que hay un exceso prescripto de fluido usable para operar la BOP y válvulas hidráulicas asociadas. Además, los sistemas de acumulador que tienen una presión de trabajo de 5.000 psi (344,75 bar) son comunes en los equipos de perforación que operan en aguas con profundidades que están por encima de los 5.000 pies (1524 m) para compensar por la presión hidráulica ejercida por el agua de mar, el fluido hidráulico y el fluido en el riser. Una vez que se hayan instalado el conjunto y el LMRP, los acumuladores submarinos se cargan completamente. Hay que tomar en cuenta que se debe purgar esta presión antes de sacar el conjunto / sistema de cilindros de vuelta a la superficie. Más adelante en esta sección se comentará en más detalle sobre los sistemas de control de los preventores de reventones submarinos. El LMRP consiste en el anular superior, la junta esférica o flexible y el adaptador del riser. La junta esférica o flexible permite que el riser se desvíe unos grados de la vertical sin esforzar demasiado ni dañar la conector, los preventores de reventón y el cabezal del pozo. El sistema del riser consiste en el riser, las líneas del choke y control y a veces módulos de flotación. También se podría incorporar una válvula de llenado en el riser por si acaso hay alguna evacuación de fluido causado por la expansión de gas que inadvertidamente se dejó entrar en el riser.

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SISTEMA DEL ESTRANGULADOR El múltiple del estrangulador en equipos flotantes son más grandes y mas complejos que los que se encuentran en equipos de tierra. Los múltiples submarinos son extremadamente flexibles, permitiendo la alineación del flujo directamente sobre la borda, sobrepasando los estranguladores y el separador de gas, y mientras sé esta conectado al tanque de viaje cuando se esta bajando al pozo con presión. Esta cubierto de manómetros de alta y baja presión por todo el múltiple siendo parte de los 15 a 20000 psi de presión del sistema de conjunto de BOP, muchos de los incidentes de control de pozo estarán en el rango de las bajas presiones. Debido a su complejidad solo el personal autorizado de alinearlo o hacer los cambios en cualquier sentido. Existe siempre el peligro de formación de hidratos o congelamiento en las operaciones de aguas profundas. Algunos múltiples incorporan un sistema de inyección de glicol para ser usado cuando se circula hacia arriba de la línea del estrangulador. Si las líneas del estrangulado y de control están llenas con otro fluido que no sea el de operación deberá ser desplazado previamente antes de comenzar la operación de control. Si la línea esta llena con lodo de perforación es buena practica circular las líneas en cada turno para prevenir que se tapen con el asentamiento de la baritina. Debajo de la plataforma del equipo de perforación hay una junta telescópica o deslizante que permite el movimiento vertical del equipo de perforación debido a las condiciones del mar. La parte superior de este conjunto contiene las trayectorias del flujo y el sistema del desviador (diverter). SISTEMAS DE DESVIADORES En las embarcaciones flotantes, se debe manejar con cuidado el gas que está encima del conjunto de BOP. En este punto, el sistema del desviador es el sistema que maneja el gas. Generalmente el sistema del desviador consiste de un empaquetador del desviador (encima de las líneas de venteo o desviación) y generalmente está incorporada en el conjunto de la junta flexible del riser. Esta unidad debería poder cerrar rápidamente la plataforma de perforación del pozo y desviar el flujo al mar. Se usan válvulas secundarias para seleccionar el área a sotavento. Las válvulas en el sistema del desviador deberían interactuar de tal manera que no se pueda obturar el espacio anular sin abrir, o dejar abierta, una línea de desviación. Las líneas de desviación o de venteo generalmente tienen un diámetro de 12” (304.8 mm) o más para minimizar la contrapresión en el pozo. Al igual que los demás preventores anulares, se debería operar el elemento de empaque con la menor presión hidráulica posible. Rara vez es necesario que haya un sello absoluto alrededor de la sarta de perforación y las presiones de cierre altas distorsionan y causan la falla temprana de la caucho de empaque. Las presiones de cierre del empaquetador varían de acuerdo con el tipo y la condición del sistema, pero en general, el sistema de desvío integral en el riser requiere de 400 a 600 psi (12,57 a 412,37 bar) o más para cerrar el empaquetador.

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Un sistema de desviador no está diseñado para mantener una presión alta. Si es posible probarlo, sólo se prueba con presión baja o según requieran los reglamentos. Las pruebas de funcionamiento de los sistemas de desviadores generalmente son la única manera de verificar el sistema. Se debe probar el funcionamiento e inspeccionar el sistema del desviador regularmente. (Vea arriba para un arreglo típico de desviador). CONSIDERACIONES SOBRE LOS DESVIADORES No existe un consenso acerca de cuándo se deberían usar los desviadores en situaciones de aguas profundas. Muchos operadores y contratistas están de acuerdo en usar desviadores en hasta 600 pies (182,87 m) de agua. Sin embargo, en aguas más profundas, y con la expansión rápida del gas en el riser que va desarrollando velocidades sumamente altas, muchos diseños y equipos de desviadores no pueden manejar el gas de manera segura. Los elementos típicos de un desviador no pueden soportar una gran cantidad de fuerza y/o velocidad, y cualquier fuga en un elemento podría complicar los problemas. Han habido fallas cuando las líneas se han cortado, se han taponado o no han estado firmemente amarradas. Las juntas telescópicas se han extendido por la presión y la fuerza hacia arriba, impulsando el empaquetador del desviador afuera de su contenedor. A veces han fallado completamente, dado que no están diseñadas para soportar tanta presión. Las han extendido hasta el punto en que cortaron los pasadores que sostienen la mesa rotatoria y el contenedor en su lugar Hay que tomar en cuenta el mecanismo de cierre del empaquetador del desviador. Muchos están accionados con aire y se abren si la presión del aire fluctúa o se interrumpe. Un sistema de accionamiento hidráulico con una traba de presión positiva ha sido efectivo. Se debe mantener el sistema de desviador lo más sencillo posible. Las líneas de desvío deberían ser lo más rectas y lo más cortas posible. En cualquier situación de derivación, se debe mantener el elemento del desviador mojado desde arriba por medio de un lubricante. Vale la pena mencionar que, dado que el desviador raramente se necesita, a menudo se le hace un mantenimiento descuidado. Hay que tomar las precauciones necesarias para asegurar su mantenimiento y funcionamiento apropiados. PROCEDIMIENTO DE DESVÍO PARA GAS DE POCA PROFUNDIDAD Los procedimientos de desvío empiezan todos de la misma manera y varían de acuerdo a cómo se usa el fluido de perforación.. No hay ningún nombre general para los procedimientos, entonces aquí los vamos a llamar el procedimiento de desvío con agua y el procedimiento de desvío con lodo.

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PROCEDIMEINTO DE DESVÍO CON AGUA Este es el procedimiento más sencillo y más común. Si no funcionan otros procedimientos, todo tiene que volver a este procedimiento. El concepto básico es que los influjos de gas de poca profundidad ocurren demasiado rápido y los procedimientos de control son tan marginales que es mejor concentrarse en la seguridad del equipo de perforación y esperar que se agote el gas o que se derrumbe el pozo. DESVÍO CON AGUA 1. Cuando se detecta un incremento en el flujo, levante la tubería para dejar libre el sub del Kelly o la válvula de seguridad. 2. Apague la bomba y verifique si hay flujo, a no ser que sea obvio que el pozo está en fluyendo. Si está seguro que el pozo está fluyendo, no apague las bombas. 3. Ponga vigilancia debajo del equipo de perforación para ver si hay señales de gas. 4. Abra las líneas al mar y cierre el empaquetador del desviador. Haga sonar la alarma. 5. Coloque las bombas de lodo en el pozo a la máxima velocidad. 6. Abra la succión de la bomba al agua de mar. 7. Continúe bombeando agua a caudal máximo para mantener algo de presión en el pozo y para amortiguar la posibilidad de un incendio o explosión. PROCEDIMIENTO DE DESVÍO CON LODO Este es un método para tratar de controlar un influjo utilizando lodo denso que está almacenado en pits auxiliares. 1. Cuando se detecta un incremento en el flujo, levante la tubería para dejar libre el substituto del vástago o la válvula de seguridad. 2. Apague la bomba y verifique si hay flujo, a no ser que sea obvio que el pozo está en fluyendo. Si está seguro que el pozo está fluyendo, no apague las bombas. 3. Ponga vigilancia debajo del equipo de perforación para ver si hay señales de gas. 4. Abra las líneas a la mar y cierre el empaquetador del desviador. Haga sonar la alarma. 5. Coloque las bombas de lodo en el pozo a régimen máximo. 6. Abra la succión de la bomba al lodo denso auxiliar y luego cierre la succión en el lodo de perforación más liviano. 7. Continúe bombeando hasta que sube la presión de la bomba o hasta que se termina el lodo. 8. Si sube la presión de la bomba, el pozo debería estar controlado. Haga una verificación de flujo. 9. Si la presión de la bomba se mantiene baja, el pozo probablemente todavía esté fluyendo. Cuando se acaba el lodo, cambie a la succión de agua de mar.

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CUÁNDO HAY QUE DESVIAR En aguas de más de 600 pies (182.87 m) se sugiere que una vez que la BOP haya instalado, si ocurre un influjo se debería cerrar con el BOP. Han habido unos pocos casos, cuando el gas se ha canalizado hacia el lecho marino alrededor del conjunto de BOP. La clave para controlar los reventones en un pozo superficial es la pronta detección del kick de reventón y respuesta rápida. Al minimizar el tamaño del kick se minimiza también la presión en el zapato de casing. Si no se detecta el kick hasta que el gas llega a la superficie, probablemente se debería desviar el pozo en lugar de cerrarlo. En este caso, los preventores de reventones serían el sistema a que se recurriría si el sistema de desvío no puede manejar el gas. PROBLEMAS CON LA DETECCION DE BROTES A la fecha, la industria petrolera mundial no ha experimentado ningún brote en aguas muy profundas. La pregunta es si es posible un brote de un pozo en aguas profundas. Y en caso afirmativo, resulta interesante saber cuales son los pasos para su prevención. Con gastos de flujo de aceite de más de 13,000 bpd y planes para gastos de pozos individuales cercanos a los 30,000 bpd, las consecuencias de un brote en aguas profundas serían severas. La perforación se está llevando a cabo en aguas cada vez más profundas a nivel mundial. En el Golfo de México se esta presentando un mayor auge de la perforación en aguas profundas. La exploración actual está encaminada a tirantes de agua arriba de los 2,300 m. También el trabajo de desarrollo de campos está encaminados a varios proyectos en aguas profundas. Por esto resulta interesante conocer cómo se puede prevenir el riesgo de un brote y los diferentes escenarios en que este puede ocurrir.

RIESGOS Y ESCENARIOS El riesgo de brote en aguas muy profundas disminuye por los bajos esfuerzos de la formación. El derrumbe natural del pozo podría cerrar la mayoría de los brotes. Se ha visto que es importante la alta productividad de los pozos en aguas muy profundas. Las altas presiones de fondo fluyendo podrían limitar el derrumbe. El riesgo de un brote subterráneo es sustancial en pozos en aguas muy profundas. La baja tolerancia al brote y la mínima diferencial entre la presión de formación y la presión de extensión de fractura aumentan este riesgo.

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 Los brotes subterráneos se han experimentado en aguas muy profundas, pero no se han mantenido. El derrumbe natural del pozo ha detenido el flujo y ha resultado en la pegadura de tubería y la desviación lateral del pozo.  No se sufrirían los brotes superficiales mientras se perfora, a menos que la trayectoria del flujo estuviera muy restringida o fuera hacia arriba de la sarta de perforación.  Los brotes declarados podrían suceder con la consecuente falla de la tubería de revestimiento. Recientemente, un operador en aguas muy profundas se vio en un problema de brote, resultando en más de 9,000 psi sobre el conjunto de preventores submarinos. Afortunadamente, la TR se colocó en la cima de la arena. Esto permitió un control seguro del brote.   Es posible el taponamiento de las líneas de estrangular y de matar debido a hidratos de gas en aguas muy profundas. Las áreas problema son aquellas en las que no existe inyección de metanol u otros métodos de supresión de hidratos. El taponamiento de la línea de matar podría inducir un brote subterráneo. Los brotes presentados cuando se tienen largas líneas de matar pueden formar tapones de hidratos, aún con algunas consideraciones de prevención.  El efecto del tirante de agua en un brote en aguas muy profundas podría ser significativo. El corte de la tubería de perforación remueve repentinamente una columna hidrostática importante. El impacto de la columna hidrostática del agua marina en el fondo marino adicionaría una contrapresión importante para el flujo descontrolado. Finalmente, esto incrementa la presión de fondo fluyendo y reduce el gasto de flujo. Desafortunadamente, las tendencias de un derrumbe también se verían reducidas.  La mayoría de los brotes en la región de la costa del Golfo de México ocurren durante las operaciones de terminación y reparación. Las principales causas son el potencial positivo de los hidrocarburos a alta presión y la tendencia limitada de derrumbe con flujo a través de los disparos o de empacamientos de grava. Este riesgo se minimiza en aguas profundas debido al excelente equipo de control utilizado por gente capacitada. Las causas comunes son instancias donde sólo hay presente una barrera de presión y una subsecuente falla mecánica. Algunos de los diferentes escenarios en los que se puede presentar un brote en pozos en aguas muy profundas, basados en casos reales, son los siguientes:    

Brote con parte de la sarta de perforación como pescado Brote con la sarta de perforación colgada en el equipo Brote con tubería de perforación cortada en el conjunto de preventores Brote durante la perforación

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PROCEDIMIENTOS SISTEMA DE LAS LÍNEAS DEL CHOKE / KILL Y FRICCIÓN Se puede introducir una presión significativa en el pozo cuando se circula por el sistema de las líneas del choke y kill. Esta presión tiene muchos nombres diferentes (presión de fricción de la línea del choke, pérdida de presión de circulación por fricción, presión de la línea del choke, caída de presión, DP, etc.), mas en este texto la llamaremos la presión de fricción en la línea del choke (CLFP). Se debe determinar la CLFP con precisión para minimizar el riesgo de pérdida de fluido y/o fractura de la formación durante el control del pozo. En los equipos de perforación con BOP en la superficie, generalmente no se toma en cuenta la CLFP porque generalmente es baja, por lo general es menos de 50 psi (3,44 bar). sin embargo, en una columna submarina, el sistema de las líneas del choke y de kill tienen por lo menos el largo del riser. Entonces, mientras más profunda sea el agua, más largo será el sistema de las líneas del choke y de kill, y mayor será la cantidad de fricción en la línea del choke. Dado que es probable que la CLFP cambie debido al cambio de las propiedades del lodo, su determinación es tan importante como también las presiones de caudal de control En un sistema de líneas de choke y de kill con un ID pequeño, la CLFP con un lodo de 14 ppg (1678 kg/m³) bombeado a 5 bbl/min (8 m³/min) en sólo 500 pies (152.39 m) de agua debe estar cerca de 200 psi (13.79 bar). Si se agrega esta presión a un zapato de casing a 3.500 pies (1066.5 m), la circulación por el sistema de la línea del choke del riser incrementará el peso efectivo (equivalente) del lodo que están en el zapato en 1.1 ppg (131.8 kg/m³). Debería ser obvio que en aguas profundas se deberían usar caudales de control más bajos. El siguiente es el cálculo para el incremento en la densidad del lodo equivalente (EMW) en el zapato. Hay muchas variables que afectan la CLFP, incluyendo el largo y el diámetro del sistema de las líneas de choke y de kill, la reología del fluido y el caudal de circulación. La ecuación básica para el flujo del lodo en la tubería muestra que la velocidad del lodo afecta la fricción hasta el punto en que si podemos reducir la velocidad por la mitad, se reducirá la presión de la fricción en aproximadamente setenta y cinco por ciento. Entonces, si circulamos por ambas líneas, del choke y de kill, o si disminuimos la velocidad de la bomba a 2.5 bbl/min (0.4 m³), se puede reducir el incremento en el peso efectivo del lodo al circular en 0.25 ppg (29 kg/m³) en el ejemplo de arriba. EMWppg = CLFPpsi ÷ Profundidad de la casingTVD ÷ 0.052psi/ft = 200 ÷ 3.500 ÷ 0,052 = 1.1 ppg (1.0988 ppg redondeado) EMWkg/m³ = CLFPbar ÷ Profundidad de la casingTVD ÷0.0000981 = 13.74 ÷ 1066.75 ÷ 0.0000981 = 1318 kg/m³

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PRESIÓN POR FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE Hay varios métodos, pero la manera básica para determinar la presión por fricción en la línea del choke, es el de realizar una prueba de circulación en el sistema de la línea del choke del riser. Muchos operadores y contratistas sólo realizan esta serie de pruebas antes de perforar el casing (rotar el zapato). . Siempre y cuando la reología del lodo cambio drásticamente, esta serie de operaciones no serán desarrolladas hasta que se perfora la otra sarta de casing (rotar el zapato). Las presiones de las líneas de Choke/kill son correctas matemáticamente. En circunstancias normales, se usan las bombas de lodo en el equipo de perforación para controlar un pozo. Sin embargo, para aquellas circunstancias donde hay presión alta, quizás haya que usar la bomba de cementación, entonces también se deberían realizar las siguientes pruebas al utilizar las bombas de alta presión. MÉTODO DE PRUEBA 1 PARA LA FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE 1. Circule el lodo por el pozo (bajando por la tubería de perforación, tomando los retornos por el riser (circulación normal) hasta quebrar el gel. 2. Verifique y registre la presión de circulación a diferentes regímenes. Un régimen debería ser con la bomba marchando en vacío o a aproximadamente 20 epm. (También se puede tomar varios regímenes con la bomba de cementación).

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3. Cierre el preventor anular (o cuelgue), abra la válvula de la línea del choke, verifique y registre las presiones de circulación a los mismos tres regímenes al circular por la línea del choke y el manifold. (Haga lo mismo con las bombas de cementación si las usan).

4. Abra la válvula de la línea de kill, verifique y registre las presiones de circulación a los mismos tres regímenes mientras circula por ambas líneas, del choke y de kill. (Haga lo mismo con las bombas de cementación). La presión por fricción en la línea del choke es la presión para circular por la línea del choke (o kill) menos la presión para circular por el pozo. Para el problema #1, complete el cuadro en la página 276 y determine la CLFP para todos los regímenes. MÉTODO DE PRUEBA 2 PARA LA FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE Otro método para determinar la presión por fricción de las líneas del estrangulador y de ahogo a la vez que se realizan las operaciones normales es el de bombear por la línea del choke a tres regímenes diferentes. Luego abra la línea de kill y bombee tanto por la línea del choke como de kill a los mismos tres regímenes. Utilizando este método, la presión de circulación es la presión por fricción de la línea del choke y la presión por fricción en las líneas del choke y de kill a ese régimen de bombeo. Este método tiene la ventaja de que no agrega presión en la formación y se puede realizar en forma rutinaria. Se debe cambiar regularmente el lodo en las líneas del choke y de kill o el asentamiento de la barita podría taponar una válvula. Este es también un buen momento para verificar la CLFP por medio de bombear a velocidades programadas. Se puede ejecutar este método durante cualquier actividad, si hay una bomba disponible en el equipo de perforación y se la puede alinear para bombear por las líneas del choke / kill. Este método incrementa los retornos del flujo, entonces se debe notificar a las personas apropiadas de que se está realizando una prueba de CLFP. MÉTODO DE PRUEBA 3 PARA LA FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE. También otro método para determinar la CLFP es por medio de circular por la columna (bajando por una línea, tomando los retornos por la línea opuesta) con los preventores de reventones cerrados por encima y por debajo de las líneas del choke y de kill. La CLFP es la mitad de la presión de circulación al caudal de control. Se puede llevar a cabo este método antes de circular un kick para asegurar de que se usen las presiones correctas y que esté la densidad correcta de lodo en las líneas del choke / kill. METODO DE PRUEBA 4 PARA LA FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE Si ha cambiado la densidad del lodo, pero sus propiedades reológicas no han cambiado en forma significativa, se pueden realizar unas correcciones matemáticas sencillas para dar una aproximación de la CLFP para el fluido con densidad diferente. CLFPNuevo = Densidad de control ÷ Densidad actual x CLFPActual Nota: Se puede usar software de simulación computarizado sofisticado para predecir la CLFP cuando se han alterado las propiedades reológicas del lodo o para dar una estimación más precisa de la presión. 18

PROCEDIMIENTO DE ARRANQUE ESTÁTICO VS. DINÁMICO Después del cierre, la determinación de las presiones y la selección del método para controlar el pozo, lentamente habrá que incrementar la velocidad de las bombas hasta alcanzar el régimen de ahogo. Podría haber un daño en la formación si la presión de casing se mantiene constante a su valor de cierre y no se presta atención a la CLFP. Se debe sacar o restar la CLFP del valor de la SICP a medida que se conectan las bombas (pasando a condición dinámica). La presión que se ejerce en la BOP y en la formación seguirá constante, al desaparecer la CLFP, porque se ha cambiado el valor de un manómetro (casing, contrapresión o choke) por un valor de CLFP equivalente. En aguas más profundas, las presiones por fricción podrían ser tan grandes que hasta usando ambas líneas con el choke completamente abierto quizás no se alcance la presión de circulación deseada (ICP, FCP, etc.). La presión de circulación real en el casing quizás esté a varios psi más altos que lo proyectado. Esto significará que la presión del fondo del pozo también será mayor de lo programado. Las consideraciones sobre la presión anular también deberían tomar en cuenta la CLFP dado que esto incrementa las presiones en el conjunto de BOP, el casing y contra las formaciones potencialmente débiles. Se debería señalar que la presión de integridad estimada se calcula de los datos de la prueba de admisión (generalmente es el menor de las consideraciones de la presión anular) que normalmente se realizan en condiciones estáticas (sin circulación). Cuando está controlando un pozo y cambiando de condición estática a dinámica (circulación), reduzca la presión de casing por el valor de la CLFP. Para el siguiente problema, complete el cuadro sobre las condiciones del pozo que está arriba. PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE INICIO DEL CONTROL Un procedimiento alternativo de inicio del control involucra el uso de la línea de kill como una línea de monitoreo a medida que se incrementa la velocidad de la bomba y se toman los retornos por la línea del choke. A medida que la presión empieza aumentar en el conjunto de BOP desde la CLFP, la presión se registrará en la línea de monitoreo. Se abre el choke para mantener en la línea de monitoreo el valor que tenía antes del arranque de la bomba. Una vez que alcanza la velocidad de control, entonces las presiones de circulación deberían estar cerca a las presiones calculadas. (Recuerde que la presión está en la línea de kill y se debería purgar de manera segura).

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MANTENIMIENTO DE LA PRESIÓN APROPIADA Debido a la alta CLFP, quizás no se puedan obtener los valores proyectados en la tabla de presión para la tubería de perforación inclusive si el choke está abierto completamente. Sin embargo, la presión en la tubería de perforación podría reducirse gradualmente a medida que se circula el influjo. La presión calculada (ICP a FCP) versus el total de strocks de la bomba todavía es válida y no se debería dejar que caiga por debajo de esos valores. PÉRDIDA DE PRESIÓN A MEDIDA QUE ENTRA GAS POR LA LÍNEA DEL CHOKE A medida que entra gas por la línea del choke, debido a un ID más pequeño, la velocidad (pies / min) puede aumentar hasta 25 veces de la que está en el espacio anular. Con la rápida expansión del gas a medida que se acerca a la superficie, podrían producirse nuevos influjos si no se mantiene la contrapresión. Esto se observa en el manómetro de la tubería de perforación como una caída en la presión a medida que el pozo trata de equilibrarse. Para poder mantener la presión en el fondo del pozo en los valores apropiados, quizás sea necesario tener más contrapresión del lado del casing. Esto podría significar que en el manómetro se podría exceder el valor máximo permisible de presión en la superficie. Sin embargo, en este momento la formación no debería fracturarse en el zapato porque presión hidrostática del lodo en la línea del choke es compensada por una equivalente contrapresión en el manómetro de casing. Si es un cambio uno-poruno, no se pierde ni se gana nada, entonces la presión en el fondo del pozo sigue constante, a igual que la presión en el zapato. En la realidad, el gas también está pasando por una expansión rápida e incrementando el flujo por el choke. Esto podría aumentar la presión en el choke y compensar por la pérdida de la hidrostática. El operador del choke debe estar muy alerta ante cualquier cambio en la presión del stand pipe para agregar de inmediato la cantidad de presión que cayó a la presión de casing. Una vez que el gas entra en el choke en la superficie, sólo se debería mantener el último valor de presión en el manómetro de casing antes de que entrara el gas hasta que las presiones se estabilicen y se pueda revertir el control a la presión del stand pipe. Si se usan las líneas del choke y de kill, podría haber un efecto de separación. El gas sube a la cavidad superior en el BOP, entonces la línea de circulación superior tiene más gas que la inferior Esto reduce la carga hidrostática en la línea superior y crea un caudal de flujo de gas más alta. Esto crea un des-balance en la presión y un efecto de tubo en U en la línea inferior, revirtiendo el flujo en la línea inferior. El lodo que se ha agregado a la línea superior incrementa su presión hidrostática. El resultado general podría minimizar las fluctuaciones en la presión en la superficie y los correspondientes ajustes en el choke. Si el gas está disuelto (absorbido), no se verá este efecto.

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INCREMENTO EN LA PRESIÓN A MEDIDA QUE EL LODO LE SIGUE AL GAS EN LA LÍNEA DEL CHOKE Una vez que el gas esté pasando por el choke, se estabilizan las presiones y se ajusta la presión de la tubería de perforación a su presión de circulación apropiada, se observa un incremento en la presión de la tubería de perforación a medida que se bombea más lodo en el pozo y se desplaza más gas. El operador del choke purga en forma rutinaria la cantidad de presión que se incrementó en el choke (del lado del casing) para mantener la presión en el fondo del pozo en su valor apropiado. Sin embargo, en las embarcaciones flotantes, el lodo que vuelve a entrar en la línea del choke resulta en una ganancia rápida debido a un incremento rápido del lodo vertical (y, por lo tanto, en la presión hidrostática) y vuelve a aparecer la presión por fricción en la línea del choke debido al lodo que está circulando. Esta oscilación en la presión puede ser todavía más pronunciada que el efecto de tubo en U cuando el gas entró en la línea del choke. El incremento en la presión hidrostática, agregado a la presión en el casing, puede incrementar las presiones en el pozo. La oscilación de presión quizás no sea dramática si el operador del choke está alerta y mantiene la presión de la tubería de perforación en su valor apropiado (abriendo lentamente el choke). Además, si la burbuja se alarga varias veces su extensión, se puede observar un efecto (no tan pronunciado) de escalonamiento. Cuando el lodo entra al choke después del gas, habrá un incremento en la presión de casing. Se debe ajustar inmediatamente la presión en el casing al valor de antes de que ocurriera este evento. Una vez que esté controlada (no aumenta más la presión) y después de que se hayan sentido los ajustes en todo el sistema, asegúrese que la presión en la tubería de perforación se ajusta al valor correcto de la presión de circulación y que sea mantenida hasta que se haya controlado el pozo. GAS ATRAPADO EN LA BOP Y LIMPIEZA DEL RISER A medida que se está controlando el pozo, el gas libre se acumula en la parte superior del BOP entre la parte inferior del preventor de reventones que está cerrado y la salida usada para circular y sacar el influjo. Debido a su naturaleza expansiva y explosiva, el gas atrapado y liberado al riser ha sido la causa de varios percances serios. Después de que se haya controlado el pozo, hay varias formas para manejar el gas que está atrapado en la BOP. Se deben tomar pasos positivos para reducir la presión y el volumen del gas atrapado antes de abrir el preventor. Para reducir la presión del gas se requiere bombear un fluido más liviano en la BOP; cierre un preventor de reventones inferior, pero retenga la capacidad de circular por el conjunto por medio de usar el sistema de líneas del choke y de kill. Esto aislará también al pozo debajo de los preventores de reventones de los cambios que habrá en la presión durante el proceso de liberar el conjunto y el riser. Una vez que se haya cerrado el preventor de reventones inferior, el área del gas atrapado en la columna queda aislada. Bombee un fluido más liviano (tratado para impedir que se formen hidratos en la línea superior) al conjunto de BOP, a la vez que se mantiene suficiente presión en el choke para impedir que el gas atrapado expanda. Esto se calcula como sigue:

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Presión a Mantener = (Densidad lodo de Control - Densidad lodo Anterior) x Factor de Conversión x Largo desde RKB a la Línea de Lodo Se puede incluir un factor de seguridad para asegurar que el gas que está atrapado no se expandirá. Una vez que se haya desplazado el fluido liviano a la BOP en la línea que está más arriba, cierre el pozo y alinee la línea superior con el separador de gas. Abra las válvulas de seguridad por fallas al choke y abra el mismo. A medida que se expande el gas, debido al sobre-presión reducido impuesto en el mismo, debería empezar a desplazarse el fluido liviano de la línea del choke, lo cual reduce aun más la sobre-presión y permite que se expanda más. Una vez que los retornos del separador de gas se hayan aminorado o detenido (asegúrese que el empaquetador del desviador está cerrado) se puede abrir el preventor superior, permitiendo que el lodo en el riser haga efecto de tubo en U con la mayoría del gas restante a través de la línea del choke. Se debería volver a llenar de inmediato el riser y luego verificar el flujo. Si se detecta algún flujo, siga los procedimientos de desvío y permita que el gas migre y ventee en la superficie. Si no se detecta ningún flujo, se ha liberado el gas o es demasiado poco para fluir. Circule el riser (es un buen momento para densificar el lodo en el riser) en etapas de un cuarto, hágalo fluir verificando durante aproximadamente 15 minutos en cada etapa hasta que el riser haya quedado libre. Se debería abrir el pozo sólo después de que se haya desplazado el riser con lodo de control y se hayan verificado las presiones debajo del preventor inferior que está cerrado. Sigue un procedimiento general, suponiendo que el pozo fue controlado utilizando el anular superior. 1. Cierre el conjunto inferior de rams de tuberías, aísle el BOP. 2. Alinee el standpipe para bombear agua de mar inhibida (tratada para evitar la formación de cristales de hielo de hidrato) hacia el conjunto (considere el uso de suficiente material de gel en la solución para evitar que se asiente la baritina) por las válvulas 1 y 2, tomando los retornos por las válvulas 5 y 6, que están alineadas con el manifold del choke. 3. Abra las válvulas 1, 2, 5 y 6 mientras que simultáneamente va conectando la bomba. En el choke, mantenga la presión diferencial calculada. 4. Desplace el agua de mar inhibida al BOP. Manteniendo la presión diferencial, detenga la bomba y cierre las válvulas. 5. Alinee el choke con la línea superior, abra el choke a la atmósfera y luego abra las válvulas 1 y 2. 6. Cuando la expansión de gas disminuye o se detiene, abra el preventor anular superior para permitir que el fluido que está en el riser pueda formar un tubo en U por las válvulas 1 y 2 en la línea. 7. Llene de inmediato el riser y vigílelo para ver si tiene flujo. Suponga que el riser está activo y siga los procedimientos para liberar el desviador / riser. 8. Una vez que se haya densificado el riser con el fluido de control, abra las válvulas 7 y 8 que están alineadas con el choke cerrado y vigílelas para ver si tienen presión. Si no tienen presión, abra la ram inferior y vigílelo para ver si tiene flujo. Otro método es el de instalar una salida adicional en el choke como parte del conjunto inferior del tubo riser, LMRP, justo debajo del anular #1. Si se circula el pozo utilizando esta salida del choke, queda atrapada una cantidad mínima de gas. Una circulación rápida, bajando por la línea de control y subiendo por la línea del choke, crea un flujo turbulento adentro de la BOP que ha sido eficaz en lavar el gas debajo del anular.

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En profundidades de agua mayores de 3000 pies (914.4 m) no se ha informado (hasta la publicación del presente manual) de gas atrapado significativo. Empero, se deberían tomar precauciones. PROCEDIMIENTO DE ESPACIAR / COLGAR La política de la empresa podría variar en cuanto a si es necesario colgar la tubería después de cerrar. La profundidad del agua, el influjo de la marea y el mar complican el espaciar / colgar, especialmente dado que muchos sistemas de preventores submarinos son más altos que el largo promedio de la tubería que se usa. Esto podría presentar un problema con el espaciado antes de colgar, entonces es importante tener la medida exacta de cada tubería de perforación y stand. Por lo general, se usa el anular superior para cerrar el pozo. Luego, si no se conoce el espaciado exacto, saque tubería lentamente y controle el indicador de peso y el medidor del flujo en el acumulador. El peso debería incrementar un poco a medida que se desliza la unión de la tubería por el anular. Cuando pasa a través del anular usará más fluido para mantener el sello en contra el cuerpo de la tubería. Entonces el espaciamiento se puede calcular. Una vez que se haya verificado el espacio, cierre los rams colgadoras. Baje la tubería lentamente y cuélguela usando el compensador de la columna de perforación y cierre las trabas del ram. Si es posible, purgue las presiones entre el ram cerrada y el anular y luego abra el anular.

HIDRATOS DE GAS EN FORMACIONES DE POCA PROFUNDIDAD Los hidratos son estructuras parecidas a hielo que se podrán formar ante la presencia de gas, presión y agua a baja temperatura. En aguas más profundas, podrían haber condiciones para la formación de hidratos de gas en las formaciones que normalmente se asocian con el gas metano poco profundo. A medida que éstas se perforan, los hidratos de gas de formación se disocian en gas y agua, si sube la temperatura o baja la presión. Esto puede ocurrir a medida que los hidratos sólidos se circulan hacia arriba, al lecho marino. El volumen de gas en estos hidratos podría ser varias veces más que el gas en los recortes de las formaciones más profundas. Esto podría llevar a una des-balance de presión, lo cual permitiría un influjo de gas o agua de las formaciones que no contienen hidratos. Una vez que se haya perforado esta sección, no es probable que haya una disociación de los hidratos ubicados alrededor del pozo durante el proceso de perforación dado que los hidratos están en estado sólido. Sin embargo, existe potencial a largo plazo para que se libere el gas de los hidratos alrededor del pozo al calentarse la formación por la circulación en zonas más profundas y calientes. Más adelante en esta sección se habla con mayor detalle sobre los hidratos.

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CIERRE DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS El método principal de control para los flujos de poca profundidad es evitarlos. Se eligen las ubicaciones que disminuyen las posibilidades de encontrar arenas peligrosas a poca profundidad mediante el uso de registros sísmicos, información de pozos cercanos a arenas, o la perforación direccional puede ser utilizada para reducir la exposición a sitios de alto peligro. Si no se puede evitar la exposición a la arena de poca profundidad, otro enfoque es el de perforar la sección utilizando lodo. Esto requerirá grandes cantidades de lodo, a veces muchos cientos de barriles (m³), que no se recuperarán. La mayoría de los equipos flotantes tienen sistemas de pits de gran capacidad como también la baritina almacenada en tolvas. Cualquiera sea la manera de perforar los primeros tramos del pozo, con agua de mar o con lodo, es muy buena practica tener premezclado de reserva lodo para evitar la demora en la mezcla del lodo. Muchos operadores poseen una reserva de lodo densificado aproximadamente 1.0ppg mas pesado que el fluido de trabajo, la razón que es mas fácil reducir el peso de lodo que incrementarlo. Otro enfoque es el de perforar con agua de mar, permitiendo que el flujo poco profundo ocurra mientras se controla su intensidad. Si la intensidad del flujo es excesiva, podría ser necesario tratar de controlarla con lodo densificado. Si no se puede recuperar el control, quizás haya que abandonar el sitio y volver a perforar usando otra técnica. Por lo general, si se detecta un influjo y se va a tratar de controlarlo, cambie inmediatamente de la succión de agua de mar a los pits densificadas. Si es posible, no pare las bombas. Se debe bombear el lodo pesado a un régimen alto para maximizar las ECD. Controle el pozo utilizando varias bombas al régimen máximo. Es casi imposible bombear rápido en exceso, generalmente el régimen esta limitado por la capacidad de presión de la bomba. Si la presión de la bomba se incrementa y se estabiliza después de desplazar el volumen del pozo varias veces (al menos dos veces) se puede recuperar el control. Si la presión de la bomba no incrementa en forma significativa, o el ROV no indica la detención de las observaciones de influjo, se necesita ya sea un régimen de bombeo más alto o un lodo más pesado. Si no se puede detener el flujo, se debe mantener el equipo de perforación en una posición segura, contra el viento y contra la corriente de cualquier gas que esté subiendo a la superficie hasta que se haya depletado la zona de gas o el pozo se haya derrumbado. La posibilidad de que haya gas+ subiendo a la superficie alrededor del equipo de perforación disminuye con la profundidad del agua y en las áreas que tienen corrientes significativas. Al principio, quizás los flujos poco profundos pasen desapercibidos antes que la zona se reviste y se cementa. También podría haber una reacción atrasada después de que fragua el cemento. El gas podría romperse y canalizarse a la superficie (moverse en forma lateral) a una distancia considerable del pozo. Se debería hacer empleara regularmente el ROV para supervisar el pozo y sus alrededores para ver si existe alguna evidencia de flujo.

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PRECAUCIONES Y CONSIDERACIONES  Los miembros de la cuadrilla deberían conocer los procedimientos de control estándar y estar constantemente alertas a los cambios en el flujo. Si se requiere fluido pesado, debería estar premezclado y listo.  En las embarcaciones amarradas, todas las anclas deberían estar preparadas para ser soltadas en caso de emergencia. Debería existir un plan para alejarse. Diariamente se deberían designar los encargados de los guinches de anclas específicos para soltar anclas en caso de emergencia, según las condiciones climáticas prevalecientes. Se debería supervisar continuamente el viento, la corriente y las condiciones del mar. Modifique el plan de abandono cada seis horas o cuando quiera que se observa algún cambio significativo en la velocidad y/o dirección del viento.  La erosión del pozo es una preocupación primordial. El tiempo de exposición de la sección del pozo debería minimizarse. Una sección de pozo erosionado o lavado requerirá cantidades de cemento más grandes que las programadas y resultará en trabajos de cementación ineficientes. También se podrí desestimar efectivamente la mayoría de los esfuerzos de control y necesitar mayores volúmenes de lodo para tratar de recuperar el control.  Se deberían bombear píldoras de gel o colchones lavadores a intervalos regulares Rastreadores (tinte, mica etc.) tales ves deben agregarse al las lavadores para ayudar a la identificación con el ROV. Esto podría ayudar a verificar los volúmenes anulares por medio de tomar el tiempo de los retornos a la línea de lodo a regímenes de circulación constantes.  Para los viajes, se debería llenar el pozo con el lodo pesado para proveer un sobrebalance y una mejor estabilidad en el pozo. El lodo pesado no debería exceder la presión de fractura o de sobrecarga. Asimismo, se debería considerar un lodo con baja pérdida de agua (filtrado) que construye un cake delgado en la pared, tal ves se consideraría antes de correr el casing.  Un pozo piloto, de 9-7/8” (250,83 mm) o menos, puede incrementar la posibilidad de tener un control dinámico exitoso. Los regímenes de bombeo más bajos y el menor peso del lodo podría funcionar en pozos con diámetros más pequeños siempre y cuando se mantenga al mínimo el canalizado /erosión del pozo. Una tubería de perforación más grande, de 5-1/2” (139,7 mm) o más, también ayudará a facilitar las posibilidades, pero contribuye a la erosión del pozo..  Los jet que se eligen para el bit se deberían tomar en cuenta los regímenes de circulación y el procedimiento para el control.  Luego de un control exitoso, un efecto de tubo en U se presentara en el pozo después de para las bombas. Si la tubería de perforación se llena con agua de mar después de un control exitoso, todo el flujo anular debería detenerse. Se deberían comparar las interpretaciones cualitativas de los videos anteriores del ROV para estar seguros que el pozo está muerto.

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METODOS DE CONTROL MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR (PRESION DE FONDO CONSTANTE) El Método de Esperar y Pesar es una combinación de diferentes ventajas y desventajas inherentes a los métodos de control de pozo manteniendo constante la presión del fondo (BHP). El Método de Esperar y Pesar mata la surgencia en el tiempo más corto y mantiene los rangos de presiones del pozo y de la superficie más bajas que cualquier otro método. Necesita de buenas instalaciones de mezclado para pesar el fluido, cuadrillas completas y ayuda adicional de la supervisión. En la mayoría de los equipos de perforación marinos todo esto está disponible, así como en las operaciones profundas o geo presurizadas en tierra. Para algunas de las empresas este es el método que prefieren para controlar un pozo. En el Método de Esperar y Pesar, el pozo se cierra después de un amago. Se registran las presiones estabilizadas y el volumen de la ganancia registrada en superficie. El peso del fluido se incrementa antes de empezar a circular, de ahí el nombre, Esperar y Pesar. Luego, el fluido pesado se circular por el pozo, manteniendo la densidad y las presiones correctas, durante el control del pozo. En la práctica real, es raro controlar un pozo en una sola circulación debido al desplazamiento ineficiente del fluido por el espacio anular. Esto es una realidad con cualquier método que emplee para controlar un pozo. A continuación están los procedimientos para Esperar y Pesar: 1. Se cierra el pozo después del amago. 2. Se registran las Presiones de la Tubería de perforación (SIDPP) y la Tubería de revestimiento (SICP) estabilizadas. 3. Se densifica el lodo hasta el peso calculado para el fluido de control. 4. Cuando las piletas activas están densificadas, empieza la circulación.

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CONECTANDO LA BOMBA Una vez que se haya escogido la velocidad de la tasa de control de pozo, no se la debe cambiar. Si se cambia la velocidad de la bomba, entonces se debe volver a calcular la presión de circulación inicial, intermedia y final. En este ejemplo, la presión de la tubería de revestimiento es de 820 psi (56.54 bar) y se debe mantener mientras que la bomba alcanza la velocidad de la tasa de control de pozo. Si se permite que la presión en la tubería de revestimiento disminuya mientras la bomba alcance la velocidad, la presión en el fondo del pozo también caerá. Esto podría resultar en más influjo del amago de reventón. Si la bomba es conectada y no se abre el estrangulador, o si no se opera con suficiente rapidez, entonces un incremento rápido en la presión puede llevar a fracturas en la formación o fallas en los equipos del pozo. Recuerde que la presión de la tubería de revestimiento es una contrapresión. Tan pronto como la bomba esté conectada y funcionando a la velocidad de la tasa de control de pozo, regrese la presión de la tubería de revestimiento al valor apropiado. PARA INICIAR LA CIRCULACIÓN Cuando la bomba haya alcanzado la velocidad de la tasa de control de pozo y se haya ajustado la presión de la tubería de revestimiento con el estrangulador a la misma presión que tenía antes de arrancar la bomba, el control se cambia a la presión de la tubería de perforación, que en este momento se llama la Presión de Circulación Inicial (ICP). Esto es meramente la combinación de la SIDPP y la presión de la bomba a esa velocidad. En el ejemplo arriba, la ICP es de 1290 psi (88.95 bar). PROGRAMA DE PRESIÓN Durante el cuadro de tiempo o cantidad de golpes de la bomba que le lleva al fluido de control llenar la tubería de perforación, la presión de la tubería de perforación debería disminuir de la Presión de Circulación Inicial (ICP) a la Presión de Circulación Final (FCP). Cuando la tubería de perforación está llena del fluido de control pesado (905 golpes), la presión en el medidor de la tubería de perforación debería estar mostrando la Presión de Circulación final (832 psi [57.37 bar]). Mantenga constante esa presión en el medidor de presión de la tubería de perforación hasta que el fluido de control pesado haya circulado por todo el pozo y se apaguen las bombas después de la operación de control.

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AJUSTES DE PRESIÓN A medida que se está circulando la surgencia, mantenga la presión de la tubería de perforación según la presión programada. de la tubería de perforación. Una regla general para este tiempo de retraso es de esperar aproximadamente dos segundos por cada mil pies de profundidad del pozo. Muchos factores afectan el tiempo de retraso, entonces sólo se debería hacer otra corrección después de que haya pasado suficiente tiempo, si no se nota ningún cambio. A medida que el gas empieza a salir por el estrangulador, la presión de la tubería de revestimiento podría empezar a cambiar. LA SURGENCIA EN LA SUPERFICIE En los amagos de gas, primero la presión de la tubería de revestimiento y luego la presión de la tubería de perforación (después del tiempo de retraso para los cambios de un medidor a otro) empezarán a disminuir a medida que la surgencia empiece a salir por el estrangulador. Se debe ajustar rápidamente el estrangulador para hacer que la presión de la tubería de revestimiento vuelva al valor que tenía antes de que el gas alcanzara el estrangulador. Es aconsejable guardar un registro escrito de la presión de la tubería de revestimiento como referencia. Después de que la presión de la tubería de revestimiento vuelve al valor apropiado, y después de que haya pasado suficiente tiempo para que la presión se estabilice en todo el sistema, el control vuelve al medidor de la tubería de perforación para las correcciones de presión que sean necesarias. Cuando el líquido que sigue a la surgencia pasa por el estrangulador, empezará a subir la presión de la tubería de revestimiento. Ajuste nuevamente la presión de la tubería de revestimiento al último valor registrado para la misma. En nuestro ejemplo, tratamos de estabilizar la presión de la tubería de revestimiento a 1200 psi (82.74 bar) para mantener la presión de la tubería de perforación en 832 psi (57.37 bar). CONTINÚE CIRCULANDO Una vez que el amago de reventón está fuera del pozo, mantenga la Presión de Circulación Final en 832 psi (57.37 bar), hasta que el fluido de control pesado llegue a la superficie. VOLVIENDO A CERRAR EL POZO Si las presiones de circulación no han caído por debajo de los valores programados y la surgencia ya no está, entonces se puede volver a cerrar el pozo. Las presiones de la tubería de perforación y la tubería de revestimiento deberían estar en cero (observar 15 a 20 minutos). si la presión está en cero, el pozo está controlado. si no está en cero, empiece a circular nuevamente. El problema podría ser que la densidad del fluido de control no está consistente en todo el pozo o quizás haya otro amago en el pozo.

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A medida que el espacio anular se llena con el fluido de control, se nota una tendencia de ajustar gradualmente el estrangulador para mantener las presiones de circulación correctas. La presión de la tubería de revestimiento debería disminuir hasta un valor insignificante, siempre y cuando no haya habido un influjo adicional. Podría requerir más golpes que aquellos que circularon para subir un fluido de control consistente a la superficie, después de lo cual, se deben apagar las bombas, cerrar el pozo y controlarlo por si se incrementa la presión. Si no se ve ningún incremento en la presión, el pozo debería estar controlado. Si el pozo está controlado y se abre el BOP, tenga en cuenta que podría haber presión atrapada debajo del BOP. REVISIÓN DEL CONTROL DE ESPERAR Y PESAR 1. Se cierra el pozo después de una surgencia y se registra la información sobre la SIDPP, SICP estabilizadas y el tamaño de la surgencia. 2. El primer cálculo debería ser el de la densidad del fluido de control. 3. El resto de la hoja de trabajo se completa mientras que se incrementa la densidad del fluido en las piletas o fosas activas. 4. Cuando está listo para circular, la bomba se pone a la velocidad de la tasa de control, mientras se mantiene la tubería de revestimiento apropiado (contrapresión) con el estrangulador ajustable. 5. Mantenga la presión de la tubería de perforación (o tubería) de acuerdo con el cuadro de presión. Todos los ajustes de presión empiezan con el ajuste de la tubería de revestimiento (contrapresión) desde el estrangulador. Se debe registrar cada ajuste en la presión. 6. Cuando el fluido pesado alcanza el trépano, mantenga la presión de la tubería de perforación (o tubería) en la Presión de Circulación Final hasta que el fluido de control pesado regresa a la superficie. 7. Si la presión de la tubería de perforación no es correcta, se debe ajustar a su valor apropiado. Para hacer esto, determine la cantidad de presión (alta o baja) que se debe corregir. No lo estime. Generalmente no se consideran los pequeños cambios de menos de 50 psi (3,45 bar) a no ser que la presión baja o excesiva sea crítica). Se debe sumar o restar la cantidad de presión que se necesita del valor de la tubería de revestimiento (contrapresión). Se debería tomar en cuenta el tiempo de retraso para que este cambio en la presión se refleje en el medidor.

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MÉTODO CONCURRENTE Al Método Concurrente, que involucra pesar el fluido mientras se está en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, también se le ha llamado el Método de Circular y Pesar o el Método de Incrementar el Peso Lentamente. Es un método primario para controlar pozos con una presión de fondo constante Para ejecutar el Método Concurrente se requiere hacer algo de contabilidad y cálculos, mientras está en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, porque podrían haber densidades diferentes e intervalos irregulares en la sarta Dado que hay que hacer algunos de los cálculos muy rápidamente, a menudo el personal operativo ha optado por el Método del Perforador o el Método de Esperar y Pesar, rechazando el Método Concurrente por ser demasiado complicado. El siguiente diálogo y ejemplos demuestran cómo se puede realizar la recolección de los datos necesarios y los cálculos subsiguientes de manera sencilla. No es una tarea tan grande como para causar un rechazo inmediato para tomar en cuenta del Método Concurrente. Normalmente los registros de los datos se lleva de manera centralizada en el panel del operador del estrangulador en el plataforma del equipo de perforación. La recolección de los datos necesarios resulta ser una herramienta muy valiosa en cuanto a ayudar organizar las operaciones de control y dar confianza a los que están haciendo el trabajo. En resumen, ellos pueden saber qué está pasando y sentir que están controlando la situación. Se necesita registrar dos columnas de datos, además de lo que normalmente se lleva (es decir, los cambios de presión que se requieren a medida que cambia el peso del fluido versus cuándo los diferentes fluidos entran a la sarta y llegan el trépano). Algunos operadores requieren que los datos para el Método Concurrente se registren aun cuando tienen la intención de usar el Método del Perforador o el Método de Esperar y Pesar. De esta manera, estando los datos necesarios siempre disponibles, se puede recurrir al Método Concurrente en caso de problemas en el proceso de incrementar el peso del fluido sin tener que cerrar y luego volver a establecer la circulación. (Es durante el arranque y el cierre que es más probable que ocurran pérdidas de circulación o amagos secundarios). Por lo tanto, en vista de las potenciales ventajas ofrecidas por el Método Concurrente, se recomienda que se mantengan registros adecuados durante el proceso de circular y sacar cualquier amago o surgencia. En esta sección se usa una muestra de la hoja de trabajo y se ofrece como guía.

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PROBLEMA DE EJEMPLO Nota: El procedimiento delineado abajo es para usar en pozos verticales donde las profundidades medidas son esencialmente las mismas que la profundidad vertical real. A igual que con los procedimientos de los Métodos de Esperar y Pesar y del Perforador, el tratamiento especial que requieren los pozos con ángulos elevados se puede encontrar más adelante en este capítulo. Ahora en el siguiente Método Concurrente se usarán los mismos datos sobre el pozo y la surgencia que se usaron en los ejemplos anteriores para el Método del Perforador y el Método de Esperar y Pesar. 1. El pozo se cerró ante una surgencia. El tamaño de la surgencia o ganancia, la presión de cierre en la tubería de perforación (SIDPP) y la presión de cierre en la tubería de revestimiento (SICP) están registradas en una hoja de trabajo. En este momento hay suficientes datos disponibles para realizar los cálculos estándares para el control del pozo.

Peso de Lodo de Control (KMW)ppg = (SIDPPPSI ÷ TVD pie ÷ 0.052) + Peso Original del Lodo (OMW)ppg = (520 ÷ 10000 ÷ 0.052) + 12.5 = 13.5 ppg Peso de Lodo de Control (KMW)kg/m³ = (SIDPP bar ÷ TVD m ÷ 0.0000981) + Peso Original del Lodo (OMW) kg/m³ = (13.85 ÷ 3048 ÷ 0.0000981) + 1498 = 1618 kg/m³ A. Presión de Circulación Inicial (ICP)psi = SIDPP psi + Presión de Tasa de Control (KRP)psi = 520 + 770 = 1290 psi Presión de Circulación Inicial (ICP)bar = SIDPP bar + Presión de Tasa de Control (KRP)bar = 35.85 + 53.09 = 88.08 bar B. Presión de Circulación Final (FCP) psi = KRP psi x KMW psi ÷ OMW ppg = 770 x 13.5 ÷ 12.5 = 832 psi Presión de Circulación Final (FCP)bar = KRP kg/m³ x KMW par ÷ OMW kg/m³ = 53.09 x 1618 ÷ 1498 = 57.34 bar 31

C. El volumen interno de la sarta de perforación) generalmente se expresa en golpes o emboladas de bombeo). D. Se debe ajustar la presión que está circulando en la tubería de perforación de la ICP a la FCP a medida que los fluidos más densos se bombean al trépano. Generalmente los ajustes en la presión se calculan como psi por punto de peso del fluido. Ajuste por Corrección de la Densidad / presión psi/pt = (ICP - FCP) ÷ ([KMW - OMW] ÷ 10) = (1290 - 832) ÷ ([13.5 - 12.5] ÷ 10) = 45.8 psi/pt Ajuste por Corrección de la Densidad/Presión bar/10 kg/m³ = (ICP - FCP) ÷ ([KMW - OMW] ÷ 10) = (88.08 - 57.34) ÷ ([1618 - 1498] ÷ 10) = 0.023 bar/10 kg/m³ Nota: se puede expresar gráficamente el programa de la presión de la tubería de perforación tal como se muestra. 2. La circulación se inicia al bombear el fluido de peso original, tomando los retornos a través del estrangulador que está controlado como para mantener la presión en la tubería de revestimiento constante tal como se detalla en la parte de este capítulo sobre Conectar la Bomba. 3. Después de que la bomba haya alcanzado la tasa de control deseada, manteniendo la contrapresión con el estrangulador, en el valor de la presión de cierre de la tubería de revestimiento estabilizada, anote y registre la presión de circulación inicial, leyendo por directa, la ICP. Compárela con la ICP calculada y, si existe una diferencia de más de 50 psi (3.45 bar), investíguela. 4. Manteniendo la presión de la tubería de perforación a la ICP establecida y la tasa de la bomba tal como en el Paso 3, empiece a agregar peso a las fosas activas. A medida que cada punto de incremento de peso en el fluido (un punto es igual a una décima de libra por galón) va entrando a la tubería de perforación, se le debe informar al operador del estrangulador. En el formulario de datos se registra el tiempo y el conteo total de los golpes de la bomba junto con el nuevo peso del fluido que entra. El número de golpes para que este fluido más pesado llegue al trépano se calcula (por medio de agregar la capacidad interna total de la sarta de perforación expresada en golpes de la bomba al total del conteo de golpes cuando se empezó a ingresar el nuevo peso del fluido) y se registra en la hoja de trabajo. Cuando este fluido más pesado llega al trépano, se ajusta el estrangulador por la cantidad del Ajuste de Corrección de la Densidad/Presión la cual, en este ejemplo, es 45.8 psi/pt (0.023 bar/10 kg/m³). 5. Los ajustes al estrangulador que se describen en el Paso 4 se repiten a medida que cada punto de incremento en el peso del fluido llega al trépano. Después de que el último fluido de control esté en el trépano, la presión de la tubería de perforación debería estar en la presión que se calculó para la circulación final, 32

la cual se debe mantener hasta que se haya recobrado el fluido de control pesado en los retornos en la superficie. Estando el pozo lleno del fluido de control pesado, verifique para ver si el pozo está controlado. Al utilizar el Método Concurrente tal como se describe resultará algo de contrapresión adicional por encima de la requerida para equilibrar la presión poral de la formación. Esto se debe a que no se permite ninguna disminución en la presión de la tubería de perforación en tanto el fluido más pesado alcanza el trépano. En la mayoría de los casos, esto no debería ser un problema porque sólo alcanza 100 psi (6.89 bar) o menos. Sin embargo, si se puede incrementar el peso de fluido rápidamente, o en el caso de los pozos profundos, quizás sea deseable controlar la tasa del incremento en el peso del fluido para limitar la cantidad de contrapresión.

En el problema del ejemplo, si todos los incrementos que se requieren en el peso incrementado estuviesen adentro de la sarta antes de que fuese tiempo de hacer un ajuste en la disminución de la presión, el exceso de la contrapresión alcanzaría a aproximadamente 275 psi (18.96 bar). Una manera de evitar este exceso de contrapresión sería el de incrementar el peso sólo parcialmente, digamos a 12.8 ppg (1534 kg/m³), luego mantener el peso que entra a 12,8 ppg (1534 kg/m³) hasta que pase por el trépano.

La presión de circulación aproximada debería estar entonces a 1.060 psi (73.87 bar) y el exceso de la contrapresión estaría limitado a menos de 100 psi (6.89 bar). A continuación se resumen las ventajas del Método Concurrente.  Se puede empezar la circulación inmediatamente después de haber determinado las presiones estabilizadas en la superficie. Esto podría mantener libre a la tubería además de evitar la necesidad de emplear el Método Volumétrico para evitar un incremento excesivo en la presión de la superficie debido a la migración de gas que podría ocurrir durante el tiempo que se necesita para pesar el fluido de las piletas para el Método de Esperar y Pesar.  La circulación puede continuar a lo largo de la operación de control dado que no se requiere ningún período de cierre para incrementar el peso del fluido en las piletas. Esto podría ser beneficioso en aquellos pozos donde la circulación ayuda a mantener la tubería libre y ayuda a evitar que el hoyo se empaque alrededor de la sarta de perforación.  No hay ningún apagado ni arranque de bombas programados (como lo hay en otros métodos) reduciendo así la probabilidad de una surgencia secundaria o el ejercer una contrapresión excesiva que podría resultar en una pérdida de circulación.

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 El Método Concurrente provee un método sistemático para tratar las variaciones en el peso del fluido, ya sea más pesado o más liviano, sin interrumpir la circulación. Se pueden aplicar estas técnicas en los Métodos del Perforador o Esperar y Pesar como una manera de afinar la cantidad de contrapresión que se mantendrá, asegurándose de que no ingrese ningún fluido adicional de la formación, o que no ocurra ninguna falla en la formación. Esto podría ser especialmente beneficioso en aquellos equipos de perforación que tienen una capacidad limitada para mezclar fluidos y el incremento en el peso del fluido es de 1.0 ppg (119 kg/m³) o más.

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CONSIDERACIONES: DESVIADOS/ HORIZONTALES Las mejoras tecnológicas en los instrumentos, herramientas y técnicas han hecho que la perforación horizontal sea algo rutinaria en algunas áreas. Sin embargo, durante muchos años para controlar un pozo, a raíz de problemas relacionados con ángulos pronunciados, los pozos direccionales eran ignorados en su mayoría. Aunque la física para el control de pozos no cambia, hay algunas consideraciones cuando se tratan los amagos en pozos muy desviados. Las consideraciones para los métodos de presión constante en el fondo, para los pozos con ángulos pronunciados son:  Cálculo de la presión de la fricción basados en profundidades medidas.  Cálculo de la presión hidrostática basado en profundidad vertical real.  Selección del mejor método para controlar el pozo. El Método de Esperar y Pesar utiliza una tabla de valores calculados para predeterminar los cambios en la presión en el medidor de la tubería de perforación a medida que se bombea el fluido de control pesado desde la superficie hasta el trépano. Estos cambios son causados principalmente por dos variables.  Un incremento en el peso del fluido de control por la sarta, lo cual disminuye la presión.  Presión por fricción adicional (resistencia al flujo) que se incrementa en la sarta debido a la circulación de un fluido más pesado. En un pozo vertical, se requieren algunos cálculos básicos para graficar los valores de presión disminuidos y los golpes de la bomba cuando se prepara un programa de presión. Se hacen dos supuestos. El primero es que el largo de la columna del Lodo de Control Pesado se incrementa en la misma cantidad para cada incremento en los golpes de la bomba. Esto es correcto si la sarta no tiene ningún cambio en el diámetro interior (ID) de los tubulares, la tubería de perforación (TP), las extra-pesadas (HW) y los portamechas (DC). El segundo supuesto es que la altura vertical real de la columna del fluido de control pesado incrementa en la misma cantidad para cada incremento en los golpes de la bomba. Esto es verdad si el pozo es vertical y el primer supuesto es correcto. Si se usan las hojas de control de Esperar y Pesar estándares en pozos sumamente desviados, los cálculos podrían resultar en la imposición de una contrapresión más elevada de la requerida para equilibrar la presión de la formación. En algunos casos esto puede llegar a ser tanto como 500 psi (34.48 bar). En la hoja de control de Esperar y Pesar estándar, los cálculos predicen la presión de la tubería de presión desde la ICP hasta la FCP basado en los golpes de la bomba (el volumen a la profundidad medida), tratando el incremento en la hidrostática y la fricción como una simple relación lineal. Es decir, el cambio en la presión se mantiene constante para cada incremento de volumen bombeado desde la superficie hasta el trépano.

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En pozos horizontales sumamente desviados se debe tratar la relación de la hidrostática y la fricción por separado, con la fricción basada en la profundidad medida y la hidrostática en la profundidad vertical real (TVD). Es posible lograr el pleno efecto de la presión hidrostática con los varios cientos de golpes que todavía quedan para bombear el fluido de control hasta el trépano (y el incremento resultante en la fricción). Si esta presión adicional no es aceptable, se debe usar un programa para compensar por el aspecto direccional del pozo. El programa de presión para un pozo sumamente desviado u horizontal sólo tendrá un programa de presión lineal en la parte vertical desde la superficie hasta el punto de arranque o KOP. Luego, desde el KOP hasta el trépano, los cálculos están basados en los datos direccionales (TVD y MD). El programa de presión del pozo horizontal tiene un cambio en la presión lineal para la sección vertical, un programa para el radio desde el KOP hasta el horizontal y luego un cuadro de presión lineal desde el punto horizontal hasta el trépano. Los cálculos se hacen complejos, usando varios grupos de datos direccionales y largo medidos. A continuación se encuentran los cálculos necesarios.

1. Calcule el Incremento en el Gradiente de Fricción de la Circulación (psi/pie o bar/m) Incremento en Fricción psi/pie = (FCP psi – Presión psi de Tasa de Control Original) ÷ Largo de la sarta pie Incremento en Fricción bar/m = (FCP bar – Presión bar de Tasa de Control Original) ÷ Largo de la sarta m 2. Calcule el Incremento en el Gradiente de la Presión Hidrostática (psi/pie o bar/m) Incremento en Hidrostática psi/pie = SIDPP psi ÷ TVD pie del pozo Incremento en Hidrostática bar/m = SIDPP bar ÷ TVD m del pozo O, Incremento en Hidrostática psi/pie = (KWM ppg – OWM ppg) x 0.052 Incremento en Hidrostática bar/m = (KWM kg/m³ - OWM kg/m³) x 0.00000981 El cálculo de arriba supone que se reunirá el fluido de control o que se usará un fluido de control calculado para ser más pesado que el actual. 3. Calcule la Presión de Circulación (CP) a una profundidad dada (requiere tanto la profundidad MD como la TVD) CP = ICP + (Incremento en la Fricción x MD) - (Incremento en la Hidrostática x TVD) CP psi = ICP psi + (Incremento en Fricción psi/pie x MDpie) - (Incremento en Hidrostático psi/pie x TVD pie) CP bar = ICP bar + (Incremento en Fricción bar/m x MDm) - (Incremento en Hidrostático bar/m x TVD m) 37

Repita el #3 durante varios largos iguales a lo largo de la curva de un pozo direccional para graficar cuál debería ser la presión de circulación. (Esto funciona también para las profundidades o largos de tubería vertical, horizontal y en espiral). Quizás note que cuando el largo horizontal es significativo (es tan largo como/más largo que la parte vertical del pozo), que la CPKOP quizás esté por debajo del valor FCP y luego se incrementa a la FCP debido a un incremento en la fricción. Esto se debe al incremento en la presión hidrostática sobre la TVD, sin agregarle la fricción de la KOP hasta el trépano en la sección horizontal. De este diálogo, surgen algunas preguntas. ¿Son necesarios los pasos adicionales? y ¿el Método de Esperar y Pesar es la mejor selección? Si la diferencia de presión entre los golpes hasta el punto de arranque en un programa de presión estándar y la presión calculada en la CPKOP es más de 100 psi (6.89 bar), entonces probablemente esté justificado. Si es menos de 100 psi (6.89 bar), quizás sea mejor usar sólo el método estándar para calcular el programa de presión, a no ser que esté cerca a la MASP (Máxima Presión de Superficie Permisible), o quizás tenga complicaciones de pérdida de circulación. Factores tales como el tamaño de la surgencia, la MASP y SICP podrían indicar que se grafiquen las presiones con exactitud y se adhiera estrictamente a las mismas. El cuadro de abajo muestra las diferencias siguiendo una grafica estándar o recta para la presión del pozo (ICP a FEP) versus la presión requerida por los cálculos. En este ejemplo no se requieren cálculos especiales para cambiar la presión desviada cuando el ángulo promedio es menos de 60º y/o la intensidad del amago es menos de 1,0 ppg (130 kg/m³). En general, mientras más elevado sea el ángulo y/o el incremento en el fluido de control pesado, mayor es la necesidad por un cuadro de presión detallado para evitar una sobre presión del pozo. A continuación hay un método sencillo para determinar la disminución que se requiere en la presión para equilibrar o exceder apenas la presión de la formación mientras bombea el fluido de control desde la superficie hasta el trépano en un pozo desviado. La solución gráfica que se ofrece en la página 143 simplifica lo que de otra manera requeriría numerosos cálculos detallados. Primero es necesario graficar la ICP y la FCP vs. Los golpes (o volumen) en papel gráfico. Después, hay que determinar cuál es la mayor discrepancia.

Esto ocurrirá alrededor del final del incremento en el ángulo. El cálculo # 3 en la página 144 predecirá la CP. De la MD, se pueden determinar y graficar el volumen y los golpes. Luego se puede determinar la diferencia en la presión. Una de las principales ventajas del Método de Esperar y Pesar es que en los hoyos rectos resulta en presiones más bajas en la superficie anular cuando el fluido de control pesado sube por el espacio anular antes de que un influjo de gas llegue a la superficie. Esto resulta en un incremento de la presión hidrostática anular y, por lo tanto, requiere menos presión en la superficie (contrapresión en el estrangulador) para equilibrar la presión en la formación. En los pozos horizontales, o los que.

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Tienen ángulos sumamente pronunciados, el efecto del incremento en la presión hidrostática no se logra hasta que el fluido de control empieza a subir por la parte vertical del hoyo, es decir, por encima del Punto Horizontal (HOP). Si el volumen de la sarta de perforación más el volumen de espacio anular de la TD hasta el HOP es mayor que el volumen en el espacio anular del HOP hasta la superficie, entonces el influjo circulará y saldrá antes de que el fluido más pesado empiece a controlar el espacio anular, Las presiones en la superficie ya habrán alcanzado su valor más alto (a igual que en el Método de Perforador). En este caso, el principal beneficio del Método de Esperar y Pesar es la oportunidad de controlar el pozo en una circulación. Otros beneficios, tales como una menor presión en la superficie que en el Método del Perforador, quizás no se pueda realizar plenamente o podría falta por completo. Se debería considerar el Método del Perforador como una opción viable dado que el fluido de control pesado no está en la parte vertical del pozo antes de que el influjo circule y sale. El Método del Perforador se adapta bien para controlar pozos horizontales. Ofrece la sencillez por encima de otros métodos (especialmente, a la luz del diálogo anterior de cómo calcular el programa del cambio en la presión en el Método de Esperar y Pesar). También minimiza el tiempo de cierre y quita el influjo en menos tiempo que el Método de Esperar y Pesar, sin necesidad de seguir ningún cuadro complejo de presión. 39

Independientemente de qué método se usa para circular y controlar el pozo (E y P, Perforador, Concurrente) o si se usa la aplicación del pozo desviado, la ICP y FCP serían iguales. La diferencia entre los cálculos para controlar pozos verticales y pozos desviados/horizontales ocurre entre la ICP y la FCP, estando la mayor discrepancia al final del incremento del ángulo. Los cálculos para los pozos desviados/horizontales serán muy parecidos a las presiones de circulación que ocurren durante la segunda circulación del Método del Perforador. Los pozos con ángulos pronunciados y los pozos horizontales pueden mostrar un comportamiento inesperado después de que se haya circulado y sacado el amago de reventón. Un motivo de esto es el derrumbamiento o agrandamiento en las secciones de lutita, mientras que las secciones de arena podrían estar relativamente en calibre (debido a la costra de fluido que se va formando en la cara de las arenas permeables). Estas secciones de derrumbes irregulares pueden resultar en cavidades con acumulación de gas al circular y sacar el influjo. A velocidades de circulación más lentas, el gas migra a estas secciones. Una vez que se cree que el pozo está controlado, es normal abrir los preventores de reventones y circular del fondo hacia arriba para limpiar el pozo. Típicamente, esto se hace a tasas de circulación más elevadas (por ejemplo, flujo turbulento). Esto puede proveer un trabajo eficiente de barrera y sacar el gas de las cavidades lavadas. El gas se expandirá libremente y pronto aparecerá en la superficie como:  Un incremento en la tasa del retorno del fluido, en el sensor de flujo.  Un incremento en la fosa, indicado por el PVT.  Fluido severamente cortado con gas. Obviamente, bajo estas condiciones, se debe cerrar el pozo de nuevo y circularlo por el estrangulador y el separador de fluido-gas. Es posible que este gas sea suficiente para causar otro amago de reventón de la formación si no se cierra y se controla. Dado que el fluido ya está en el peso de control, se debería usar el Método del Perforador para terminar de circularlo. Resista la tentación de incrementar el peso del fluido. Se podría necesitar otra circulación a tasas de bombeo más elevadas para terminar con la limpieza de cualquier cavidad de gas que quede. Para controlar los pozos horizontales, hay que tomar en cuenta las diferencias entre la TVD, y la MD y como la sección horizontal afectará la detección de amagos de reventón y los esfuerzos para controlar el pozo y los cálculos, tal como se ilustra arriba. Éstos incluyen:  Mientras las formaciones productivas estén expuestas, las capacidades potenciales de flujo se incrementan enormemente. Esto puede resultar en influjos más grandes, mayores riesgos de pérdida de circulación y complicaciones con los equipos de superficie.  Los amagos o kicks son más difíciles de detectar en la parte horizontal donde primero ocurren. La única defensa podría estar en la parte vertical del pozo. Las condiciones del pozo deben estar supervisadas cada minuto cuando están en zonas de posible presión alta. El perforador tiene que estar alerta para incrementos en la velocidad de penetración, cambios en la presión de la bomba, etc. La cantidad de influjo puede ser mucho mayor de lo parece en primera instancia. 40

 La diferencia entre la SIDPP y la SICP será mínima, a no ser que el tamaño del influjo sea mayor que el volumen horizontal, o si el influjo se extiende a la parte vertical.  Existe la posibilidad de que la surgencia entre a los puntos débiles o a las fracturas a lo largo del hoyo horizontal, dando lecturas de presión en la superficie que no son confiables. Cuando se cierra el pozo, supervíselo para ver si tiene fluctuaciones o una disminución en la SIDPP o SICP. Es posible que haya una pérdida de circulación inmediatamente después de un amago de reventón y podría llevar a un reventón subterráneo y que la tubería se atasque en la sección horizontal.  El gas quizás no migre o puede migrar más lentamente en la sección horizontal que en la sección vertical o curvada. Asimismo, cuando está circulando el influjo, en tanto que sigue en la sección lateral, no deberá haber ninguna expansión (siempre y cuando que la presión en el fondo del hoyo siga constante).  Una vez que está en la sección vertical, la expansión y los ajustes en la presión serán más frecuentes para mantener una presión constante en el fondo del hoyo.  En la sección horizontal, el gas puede quedarse enla parte superior o arriba en el hoyo, especialmente si la sección tiene alguna cavidad para atrapar el gas en la parte superior. Este gas quizás no circule y salga y puede ser un problema mientras extrae la tubería, sacando así este gas a la parte vertical.  El orden de la sarta en un pozo horizontal quizás sea a la inversa de la perforación convencional. Es decir, los portamechas están cerca de la superficie, la HWDP (tubería de perforación extra pesada) debajo de los portamechas, y la tubería de perforación y las herramientas debajo de la HWDP. Todo esto afecta los volúmenes anulares y las velocidades mientras que están circulando un influjo, con velocidades (y potencial de expansión) más elevadas.  El gas podría estar más extendido debido a la parte horizontal y el derrumbe del hoyo. Sin embargo, una vez que llega a la sección vertical, especialmente en el área de los portamechas, el influjo se alargará debido al espacio libre y más pequeño en el espacio anular. La velocidad por el estrangulador puede incrementarse rápidamente, incrementando la presión en el estrangulador. En ese momento quizás haya que ajustar rápidamente el estrangulador para mantener la presión correcta en el fondo del hoyo y para minimizar la presión en la zapata de la tubería de revestimiento y en las formaciones más débiles.  Cuando está calculando la densidad del fluido de ahogo, la profundidad apropiada es importante. Aunque el pozo quizás tenga una profundidad medida (MD) que sea varios miles de pies más largos que la profundidad vertical real (TVD), se sigue usando la TVD para calcular este fluido de control. Asimismo, la MD se usa para calcular los volúmenes para cualquiera de los dos tipos de pozo. Aunque esto parece sencillo, las cosas sencillas han resultado en muchos reventones.  Si ocurre alguna condición como, por ejemplo, la pérdida de circulación u otros problemas relacionados con el control de un pozo, quizás sea necesario detener el control y evaluar nuevamente el mejor método para controlar el pozo. La seguridad del personal siempre debe ser la parte más importante del proceso de planificación y ejecución para un control de pozo.  Se dejan fluir los pozos durante la perforación con Insuficiente contrapeso / producción mientras están perforando (UBD/PWD). El control de estos pozos podría dañar su futura producción. Sin embargo, se puede cerrar el pozo y calcular el fluido de control pesado. Si el pozo tiene fracturas verticales, el pozo todavía podría fluir, dado que el fluido de control podría haber entrado en una fractura que estaba vacía o agotada.

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BULLHEADING (REGRESAR LOS FLUIDOS AL RESERVORIO) En algunas áreas, el bullheading, llamado también deadheading, es una manera común para controlar un pozo en reacondicionamiento. Esta técnica funciona cuando no hay obstrucciones en la tubería y se puede lograr la inyección en la formación sin exceder ninguna limitación de presión. Al hacer el bullheading, se bombean los fluidos del pozo de vuelta en el reservorio, desplazando la tubería o la tubería de revestimiento con suficiente cantidad de fluido de control. El bullheading se aplica en algunas circunstancias de perforación, principalmente si se toma un amago de reventón de H2S.

Aquí quizás sea preferible bombearlo de nuevo a la formación, en lugar de traerlo a la superficie. En operaciones de reparación, el bullheading tiene aplicaciones limitadas y está sujeto a muchos problemas, como los siguientes:  Los fluidos de la formación que tenga una alta viscosidad podrían ser difíciles de empujarlos y tomar mucho tiempo para regresarlos.  Se deben conocer y no exceder las presiones de reventón de la tubería de revestimiento. Al empujar el fluido por la tubería, quizás haya que aplicar algo de presión en la tubería de revestimiento para que la tubería no reviente y además verificar la hermeticidad de la zona de empaque.  El gas podría presentar un problema serio de migración. Si sucediera un problema con la migración de gas, generalmente se recomienda agregar viscosificadores al fluido de control.  Una baja permeabilidad en el reservorio podría necesitar que se exceda la presión de fractura. PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR EL BULLHEADING 1. Estando el pozo cerrado, determine la presión de la tubería (si está por hacer bullheading por la tubería de revestimiento, determine la presión de la tubería de revestimiento). 2. Prepare un borrador con un cuadro de presión, utilizando los golpes de la bomba versus la presión de la bomba. Empiece con 0 golpes y la SITP en el inicio del cuadro. A medida que se acelera la bomba lo suficiente como para superar la presión del pozo, el fluido empezará a comprimir los gases o fluidos en el pozo hasta que la formación empieza a aceptarlo. Esta presión puede ser de varios cientos de psi (bar) por encima de la SITP- Tenga cuidado de no sobrepasar ninguna presión máxima. Bombee a las velocidades programadas. Normalmente se conecta la bomba lentamente, luego, una vez que se haya establecido la inyección, se lleva a la tasa de control deseada y luego se la va deteniendo a medida que se cree que el fluido de control está llegando al la formación. Cuando inyecta los fluidos producidos en la formación, la hidrostática adicional del fluido de control bombeado hará disminuir la presión en la tubería. Registre los valores de presión real en el cuadro respecto al volumen o intervalos de golpes apropiados hasta llegar al final de la tubería/ trépano. 3. Una vez que el fluido de control empieza a entrar en la formación, dado que generalmente no es el mismo tipo de fluido, se verá un incremento en la presión de la bomba. Detenga la bomba, a no ser que se haya aprobado un sobre desplazamiento; cierre el pozo y supervíselo. Si todavía se observa algo de presión, entonces el gas pudo haber migrado más rápido, de lo que se lo estaban bombeando hacia abajo, o el fluido

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de control no tenía densidad suficiente . Se puede usar la técnica de lubricar y purgar, o un método de circulación inversa o normal. Se debe recordar que no se puede considerar que el pozo esté controlado hasta que el fluido de control haya desplazado completamente el fluido anterior. Otra técnica de bullheading, que se usa principalmente en la perforación, requiere que se bombee en el espacio anular y que no se permita que haya ningún retorno por la tubería de perforación. Tal como se mencionó, este método tendría aplicaciones en situaciones como presencia de gases corrosivos o amagos de reventón que son demasiado grandes para subir a la superficie, o donde los equipos en la superficie no podrían soportar la presión máxima anticipada que podrían recibir. Se debe recordar que la decisión de regresar fluidos a la formación (hacer bullheading) durante la perforación se debe tomar de antemano, como parte del procedimiento de cierre. Si hay alguna demora antes de tomar la decisión de usar esta técnica, el gas podría migrar hacia arriba y disminuir las posibilidades de empujar el amago de reventón de nuevo a la formación que lo produjo. Al bombear así, es decir, incrementando la presión en el hoyo, podría resultar en una fractura en la formación en la zapata u otros puntos débiles en el sistema.

SISTEMA DE LAS LÍNEAS DEL CHOKE / KILL Y FRICCIÓN Se puede introducir una presión significativa en el pozo cuando se circula por el sistema de las líneas del choke y kill. Esta presión tiene muchos nombres diferentes (presión de fricción de la línea del choke, pérdida de presión de circulación por fricción, presión de la línea del choke, caída de presión, DP, etc.), mas en este texto la llamaremos la presión de fricción en la línea del choke (CLFP). Se debe determinar la CLFP con precisión para minimizar el riesgo de pérdida de fluido y/o fractura de la formación durante el control del pozo. En los equipos de perforación con BOP en la superficie, generalmente no se toma en cuenta la CLFP porque generalmente es baja, por lo general es menos de 50 psi (3,44 bar). sin embargo, en una columna submarina, el sistema de las líneas del choke y de kill tienen por lo menos el largo del riser. Entonces, mientras más profunda sea el agua, más largo será el sistema de las líneas del choke y de kill, y mayor será la cantidad de fricción en la línea del choke. Dado que es probable que la CLFP cambie debido al cambio de las propiedades del lodo, su determinación es tan importante como también las presiones de caudal de control En un sistema de líneas de choke y de kill con un ID pequeño, la CLFP con un lodo de 14 ppg (1678 kg/m³) bombeado a 5 bbl/min (8 m³/min) en sólo 500 pies (152.39 m) de agua debe estar cerca de 200 psi (13.79 bar). Si se agrega esta presión a un zapato de casing a 3.500 pies (1066.5 m), la circulación por el sistema de la línea del choke del riser incrementará el peso efectivo (equivalente) del lodo que están en el zapato en 1.1 ppg (131.8 kg/m³). Debería ser obvio que en aguas profundas se deberían usar caudales de control más bajos. El siguiente es el cálculo para el incremento en la densidad del lodo equivalente (EMW) en el zapato.

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METODO VOLUMÉTRICO SIN TUBERÍA DE PERFORACIÓN El método volumétrico estándar de mantener la presión de fondo del pozo constante para mantener la migración de gas en equipos terrestres o de aguas no muy profundas, es una técnica de purgar y descomprimir, el equivalente de presión de casing por la presión hidrostática generada por el fluido purgado. En aguas profundas, cuando el gas migro por encima del cabezal de pozo y hacia el diámetro pequeño de la línea de choke, llega a ser difícil averiguar exactamente donde está el gas y por lo tanto determinar la correcta presión de casing. Una técnica dinámica se usaría para cuando se estima la posición del gas, cerrando el ram inferior y trabajar con el gas atrapado, por etapas bombeando a través del espacio anular, hacia debajo de la línea de kill y retornar a través de la línea de choke. Otra técnica dinámica complicada involucra bombear hacia abajo de la línea de kill a través del anular cuando sé monitoreo cuidadosamente la ganancia en los pits. La presión de circulación apropiada es determinada gráficamente por la observación de los cambios de volumen de lodo. La determinada CLFP al régimen de bomba correspondiente es sumada a la presión de casing. En la medida de cumplimentar esto, la línea de kill debe estar llena antes de comenzar la operación y un tanque o pit pequeño y exacto sé usara para la succión y el retorno. Podrá verse que evacuar el gas combina el método dinámico y volumétrico y lubricación y purga.

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MÉTODOS PARA CONTROLAR POZOS Comience a purgar fluido nuevamente del pozo a una tasa que permite mantener firme la presión de la tubería de revestimiento dentro de los límites del margen de trabajo (800/900 psi) hasta 6.1 bbls por encima de la sección cruzada. Repita los pasos 3 y 4 hasta que la tubería está en el fondo o el gas está en la superficie. INYECTAR Y PURGAR (LUBRICACIÓN) El Método de Inyectar y Purgar a menudo es una continuación del Método Volumétrico y se utiliza una vez que el fluido del amago de reventón llega al cabezal del pozo. También se usa si las perforaciones o los puertos giratorios de la tubería están taponados o la tubería está llena de arena o taponada, y no es factible circular porque las presiones se elevarían en el pozo y comenzarían a alcanzar los valores máximos clasificados para el cabezal del pozo. En el Método de Lubricar y Purgar, el fluido se bombea en el pozo y se permite que caiga por el espacio anular. Se debe dar suficiente tiempo para que el fluido empiece a afectar (incrementar) la presión hidrostática en el espacio anular. Dado que se le agregó una presión hidrostática al pozo, se puede sacar o purgar una contrapresión que sea igual al incremento por la hidrostática. Para empezar a lubricar y purgar, el fluido se debe bombear al pozo. Este fluido debe medirse cuidadosamente. Del número de golpes de la bomba o de la medición del volumen bombeado, se puede calcular la altura del fluido cuando está en el hoyo. Una vez que se conoce la altura, se puede determinar el incremento que se ha generado por la presión hidrostática. Este valor es lo que se purgará en la superficie. EJEMPLO Presión en la superficie (SICP) es de 4650 psi (320.62 bar) ID de la tubería de revestimiento = 0.004” (152.5 mm) OD de la tubería = 2-7/8” (73.03 mm) Peso del fluido = 9.0 ppg 1078 kg/m³ La bomba es una Gardner Denver PZ9 con una producción o rendimiento de 0.044 bbl/stk (0.007 m³/stk) En este ejemplo, prenderíamos la bomba lo suficiente como para superar un poco las presiones del hoyo. Esto requiere una bomba de alta presión. La bomba hace que el fluido entre en el pozo, lo cual incrementa las presiones. Por lo tanto, se deben limitar la presión y el fluido inyectado normalmente a un incremento de 200 psi (137.9 bar) por encima de la presión de cierre. Cuando se inyectó el fluido, hizo falta 195 golpes para incrementar la presión en la tubería de revestimiento en 200 psi (13.79 bar): a 4850 psi (334,4 bar). Se puede calcular el volumen bombeado en el pozo: 195 stks x 0.044 bbl/stk = 8.58 bbls 195 stks x 0.007 m³/stk = 1.365 m³

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Queremos evitar las presiones excesivas en todo momento. Sin embargo, debemos esperar hasta que el fluido caiga por el espacio anular entes de que podamos purgar los 200 psi (13.79 bar) de presión de inyección y regresar la presión de la tubería de revestimiento a las 4650 psi (320.62 bar). Si no esperamos que el fluido caiga, podemos perder fluido y la presión hidrostática del pozo cuando empecemos a purgar. Sólo recién después de que pase suficiente tiempo se puede purgar el incremento en la presión por la inyección. La espera para que caiga el fluido depende de la geometría del pozo, del tipo de fluido y de la sección por la cual tiene que atravesar en su caída. Esto puede llevar de 15 a 30 minutos o más, según el tipo de fluido y la geometría del pozo. Después, podemos calcular cuánto fue el incremento en la presión hidrostática cuando bombeamos líquido en el pozo y luego purgamos un monto equivalente de contrapresión. Primero, hay que calcular la altura del volumen bombeado. 8.58 bbls ÷ 0.027 bbl/pie = 318’ 1.365 m³ ÷ 0.01408 m³/m = 97.9 m. Ahora calcule el incremento en la presión hidrostática. 9.0 ppg x 0.052 x 318’ = 149 psi (aprox. 150 psi) 1078kg/m³ x 0.0000981 x 97.9 m = 10.3 Los 150 psi (10.3 bar) de incremento en la presión hidrostática se resta de la presión actual de 4650 psi (320.62 bar) en la tubería de revestimiento y luego se purga la presión de la tubería de revestimiento hasta ese valor. 4560 psi - 150 psi = 4500 psi 320.62 bar - 10.3 bar = 310.32 bar

El procedimiento, de la inyección del fluido, de la espera para que mantenga la presión hidrostática, y luego de la purga de la presión de la tubería de revestimiento, se repite hasta que el espacio anular esté lleno de fluido y el valor de la tubería de revestimiento sea 0 psi. Si el pozo no tuviera suficiente contrapeso, se debe reemplazar el espacio que ocupa el gas en el hoyo con un fluido lo suficientemente pesado como para compensar el insuficiente contrapeso de la presión (eso quizás no sea posible determinar y no se pueda predecir.

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FLUJOS DE POCA PROFUNDIDAD Varias condiciones geológicas son conducentes a flujos de poca profundidad. Éstas incluyen los efectos artesianos, insuficiente compactación, los fluidos atrapados y presurizados por sobrecargas y formaciones creadas por las corrientes turbulentas que arrastran sedimentos.

GAS El gas poco profundo puede acumularse en la arena si el gas migratorio queda atrapado por una barrera como la arcilla. Las arenas siempre tienen una presión excesiva en la parte superior de la arena. La fuerza impulsora de la arena poco profunda casi siempre se debe a una columna de agua de mar. Entonces, la presión en la base de la arena, o el contacto del gas / agua es equivalente a la presión hidrostática del agua de mar a esa profundidad. Dado que la densidad del gas en la arena es insignificante, la presión en la parte superior de la arena será igual a la presión en el fondo y siempre tendrá una presión excesiva. La cantidad de la presión excesiva está en función del espesor de la acumulación de gas. Si la formación tiene un buzamiento, el espesor de la acumulación de gas será efectivamente la distancia vertical desde donde se penetra la arena hasta el contacto del gas / agua. Esto podría ser mayor que el espesor aparente de la arena.

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Zonas peligrosas con gas poco profundo, perforadas sin lodo denso y/o riser, pueden resultar en un influjo. Algunas veces este kick resultará en un reventón.. El tiempo desde el inicio del kick hasta terminar con la descarga quizás sólo sea una cuestión de minutos. No habrá mucho tiempo para tomar acciones correctivas. Una preocupación del gas [que sube] en la superficie es el penacho (bolsón) de agua gasificada de baja densidad. La estabilidad de una embarcación flotante se podría ver afectada si el bolsón de gas sale a la superficie debajo de ella. Han habido problemas cuando se han dejado alguna escotilla abierta, resultando en la inundación de los compartimientos y haciendo que [la embarcación] se tumbe o se hunda. A medida que se incrementa la profundidad del agua, se disminuye esta posibilidad debido a que las corrientes moverán el bolsón, alejándolo del equipo de perforación. Las embarcaciones amarradas en aguas poco profundas deberían tener planes de contingencias para permitir que el equipo de perforación se aleje del bolsón de gas debido a la naturaleza inflamable y explosiva de éste. Si se encuentra gas a poca profundidad al usar retornos al lecho marino, el medio principal para detectar el influjo de fluidos es por medio de los cambios en la presión de la bomba y / o visualización en la superficie. La perforación con retornos al lecho marino hace que los demás métodos de detección de kicks sean inútiles. La manera más confiable para detectar un kick es por medio de una disminución en la presión de la bomba. A medida que el gas entra en el pozo efectivamente disminuye la densidad de la columna de fluido y, por tanto, se necesita menos presión en la bomba para circular la columna. En un momento así, también se puede observar un incremento en los stroks de la bomba si no tiene regulador de velocidad. Con las mejoras en la tecnología de la MWD / LWD, también se puede medir la presión y tal vez como un método para detectar un kick. Una cámara de ROV (vehículo de funcionamiento remoto) es una excelente herramienta para detectar un influjo por medio de la observación de burbujas de gas. Esto podría estar impedido por la falta de claridad en el agua de mar. El gas que sube a la superficie también es una indicación. Pero a medida que el agua se torna más profunda, la corriente se hace más fuerte, el mar se torna tormentoso o, en condiciones con poca luz, es más difícil avistar el gas en la superficie. En el caso de un influjo, las opciones son limitadas. Se debería tener a mano lodo premezclado, anticipando un reventón de poca profundidad. El volumen debería ser suficiente como para desplazar varias veces el volumen del pozo (incluyendo un factor de derrumbe) a la profundidad proyectada para el casing. Debería densidad hasta un peso cercano a la densidad de fractura del lodo.

FLUJOS EN AGUAS POCO PROFUNDAS Los flujos en aguas poco profundas (SWF) podrían ser difíciles de detectar con cuando se esta perforando la parte superior del pozo.. La presión de la bomba debe monitorizarse muy de cerca. Cambios repentinos o significativos podrán indicar por flujo. De cualquier manera si el pozo esta sujeto a erosión, la presión de bomba no habrá cambios significativos y podrá disminuir un poco cuando el pozo se agrandase. Si el flujo no es demasiado elevado para alterar la presión de bomba, será in detectarse Gas a poca profundidad tal vez causara problemas con el cemento, canalización o eventualmente perdida del pozo. Si el gas no este presente al observar en forma visual o cambios en la presión, y el ROV inspeccionar durante un viaje podrá indicar turbidez y flujo del pozo.

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PROCEDIMIENTOS El método principal de control para los flujos de poca profundidad es evitarlos. Se eligen las ubicaciones que disminuyen las posibilidades de encontrar arenas peligrosas a poca profundidad mediante el uso de registros sísmicos, información de pozos cercanos a arenas, o la perforación direccional puede ser utilizada para reducir la exposición a sitios de alto peligro. Si no se puede evitar la exposición a la arena de poca profundidad, otro enfoque es el de perforar la sección utilizando lodo. Esto requerirá grandes cantidades de lodo, a veces muchos cientos de barriles (m³), que no se recuperarán. La mayoría de los equipos flotantes tienen sistemas de pits de gran capacidad como también la baritina almacenada en tolvas. Cualquiera sea la manera de perforar los primeros tramos del pozo, con agua de mar o con lodo, es muy buena practica tener premezclado de reserva lodo para evitar la demora en la mezcla del lodo. Muchos operadores poseen una reserva de lodo densificado aproximadamente 1.0ppg mas pesado que el fluido de trabajo, la razón que es mas fácil reducir el peso de lodo que incrementarlo. Otro enfoque es el de perforar con agua de mar, permitiendo que el flujo poco profundo ocurra mientras se controla su intensidad. Si la intensidad del flujo es excesiva, podría ser necesario tratar de controlarla con lodo densificado. Si no se puede recuperar el control, quizás haya que abandonar el sitio y volver a perforar usando otra técnica. Por lo general, si se detecta un influjo y se va a tratar de controlarlo, cambie inmediatamente de la succión de agua de mar a los pits densificadas. Si es posible, no pare las bombas. Se debe bombear el lodo pesado a un régimen alto para maximizar las ECD. Controle el pozo utilizando varias bombas al régimen máximo. Es casi imposible bombear rápido en exceso, generalmente el régimen esta limitado por la capacidad de presión de la bomba. Si la presión de la bomba se incrementa y se estabiliza después de desplazar el volumen del pozo varias veces (al menos dos veces) se puede recuperar el control. Si la presión de la bomba no incrementa en 49

forma significativa, o el ROV no indica la detención de las observaciones de influjo, se necesita ya sea un régimen de bombeo más alto o un lodo más pesado. Si no se puede detener el flujo, se debe mantener el equipo de perforación en una posición segura, contra el viento y contra la corriente de cualquier gas que esté subiendo a la superficie hasta que se haya depletado la zona de gas o el pozo se haya derrumbado. La posibilidad de que haya gas+ subiendo a la superficie alrededor del equipo de perforación disminuye con la profundidad del agua y en las áreas que tienen corrientes significativas. Al principio, quizás los flujos poco profundos pasen desapercibidos antes que la zona se reviste y se cementa. También podría haber una reacción atrasada después de que fragua el cemento. El gas podría romperse y canalizarse a la superficie (moverse en forma lateral) a una distancia considerable del pozo. Se debería hacer empleara regularmente el ROV para supervisar el pozo y sus alrededores para ver si existe alguna evidencia de flujo.

PRECAUCIONES Y CONSIDERACIONES  Los miembros de la cuadrilla deberían conocer los procedimientos de control estándar y estar constantemente alertas a los cambios en el flujo. Si se requiere fluido pesado, debería estar premezclado y listo.  En las embarcaciones amarradas, todas las anclas deberían estar preparadas para ser soltadas en caso de emergencia. Debería existir un plan para alejarse. Diariamente se deberían designar los encargados de los guinches de anclas específicos para soltar anclas en caso de emergencia, según las condiciones climáticas prevalecientes. Se debería supervisar continuamente el viento, la corriente y las condiciones del mar. Modifique el plan de abandono cada seis horas o cuando quiera que se observa algún cambio significativo en la velocidad y/o dirección del viento.  La erosión del pozo es una preocupación primordial. El tiempo de exposición de la sección del pozo debería minimizarse. Una sección de pozo erosionado o lavado requerirá cantidades de cemento más grandes que las programadas y resultará en trabajos de cementación ineficientes. También se podrí desestimar efectivamente la mayoría de los esfuerzos de control y necesitar mayores volúmenes de lodo para tratar de recuperar el control.  Se deberían bombear píldoras de gel o colchones lavadores a intervalos regulares Rastreadores (tinte, mica etc.) tales ves deben agregarse al las lavadores para ayudar a la identificación con el ROV. Esto podría ayudar a verificar los volúmenes anulares por medio de tomar el tiempo de los retornos a la línea de lodo a regímenes de circulación constantes.  Para los viajes, se debería llenar el pozo con el lodo pesado para proveer un sobrebalance y una mejor estabilidad en el pozo. El lodo pesado no debería exceder la presión de fractura o de sobrecarga. Asimismo, se debería considerar un lodo con baja pérdida de agua (filtrado) que construye un cake delgado en la pared, tal ves se consideraría antes de correr el casing.  Un pozo piloto, de 9-7/8” (250,83 mm) o menos, puede incrementar la posibilidad de tener un control dinámico exitoso. Los regímenes de bombeo más bajos y el menor peso del lodo podría funcionar en pozos con diámetros más pequeños siempre y cuando se mantenga al mínimo el canalizado /erosión del pozo. Una tubería de perforación más grande, de 5-1/2” (139,7 mm) o más, también ayudará a facilitar las posibilidades, pero contribuye a la erosión del pozo..  Los jet que se eligen para el bit se deberían tomar en cuenta los regímenes de circulación y el procedimiento para el control. 50

 Luego de un control exitoso, un efecto de tubo en U se presentara en el pozo después de para las bombas. Si la tubería de perforación se llena con agua de mar después de un control exitoso, todo el flujo anular debería detenerse. Se deberían comparar las interpretaciones cualitativas de los videos anteriores del ROV para estar seguros que el pozo está muerto. DETECCIÓN DEL KICK CON RISER Y CONJUNTOS DE B.O.P. La naturaleza misma de una embarcación flotante hace que el problema de la pronta detección de un kick sea complejo. Hay que tomar en cuenta los efectos de la condición del mar como el cabeceo, balanceo y oscilación vertical cuando está controlando el flujo de retorno y los cambios en el nivel de los pit (vea abajo). Además el transporte de los recortes puede generar un problema debido a la baja velocidad anular en el gran anular del reiser, muchos equipos flotantes ponen una extra bomba en el reiser submarino a través de la línea de llenado. Este extra flujo del pozo puede enmascara el verdadero flujo del pozo. Se debería establecer un rango para que alguna diferencia alerte al perforador que podría estar empezando un problema. El indicador de retorno (sensor de flujo) es uno de los mejores indicadores de un posible kick o pérdida de circulación. Debería ser lo más sensible posible y hay que mantenerlo en buenas condiciones de funcionamiento. Hay que fijar la alarma para un cambio de 25 a 50 gal /min (94.63 a 193.75 l/ min) en el flujo por encima del rango de movimiento de la embarcación. Se deberían fijar las alarmas del totalizador del volumen de los pits en un rango de +5.0 a -5,0 bbls (+0.8 a 0.8 m³) por encima de los movimientos de la embarcación que afectan el indicador. Registros del nivel de los pits o dos flotadores opuestos por pit agregan precisión al sistema de PVT. “Balooning”(inflan) es el nombre dado a una formación de especiales características toman parte del fluido cuando se bombea, y y nos retorna todo el fluido cuando se para la bomba Este se sabe si la formación tiene micro fisuras y toma fluido debido a la perdida de presión en el anular, si la formación de referencia se expande debido a la presión ejercida por la bomba. En cual caso el chequeo normal del flujo resultara complicado en la formaciones que se baloon (inflan) Cualquier volumen de agua, materiales o fluidos que se agregan al o se sacan del sistema activo deberían salir de tanques medidos y deberían ser registrados e informados al perforador, jefe de equipo, representante de la empresa y control de lastre. Es esencial que el perforador, ingeniero de lodos o el personal en el lodo lleven un muy buen record del lodo perdido en orden de hacer un buen juicio durante el chequeo del flujo. En cualquier duda el pozo debería cerrarse y monitorear las presiones cuidadosamente. Una consideración a tener en cuenta es circular el pozo con el método del Perforador, siempre y cuando se sabe positivamente que el pozo no esta sub balanceado. La presión del stand pipe es otra herramienta que se puede usar para la detección del kick y se debería fijar a un desvío de presión de 50 a 100 psi (3,45 a 6,89 bar) (o a cualquier desvío de presión mínimo que se pueda usar). También se pueden usar las herramientas de MWD / LWD para indicar un kick. Se debería evaluar el tipo de herramienta, su colocación y sus capacidades teniendo en mente el control del pozo según los riesgos involucrados con el pozo. Una vez que se detecta un kick, se debería cerrar rápidamente el pozo, de acuerdo con la política de la empresa. También debería ser la política de cerrar el desviador (diverter) después de cerrar el pozo y verificar el flujo en el riser por si hay gas en el mismo.

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En las embarcaciones flotantes en aguas más profundas, la posibilidad de obtener gas encima del BOP antes de detectar un kick se incrementa con la profundidad del agua. Si se detecta flujo de la línea del desviador después de que se haya cerrado el pozo, cierre inmediatamente un preventor alternativo. Si el flujo se detiene, entonces el primer preventor ya sea estaba mal cerrado, o tiene un elemento de con fuga. Si todavía se observa flujo, el gas podría estar migrando arriba del BOP en el riser. Con un riser activo, mantenga cerrado el empaquetador del desviador hasta que el gas migre y salga con el viento por la línea de desvío que está a sotavento. Gas atrapado en el riser puede causar un problema muy serio. En aguas muy profundas, la presión generada por el agua salada en contra del riser lleno de gas puede colapsarlo. Además el manejo del gas que llega a superficie y viene a través de las líneas del diverte puede ser muy peligroso para un equipo que no esta correspondientemente preparado. Muchos equipos poseen líneas de llenado del riser. Durante las operaciones de perforación estas sirven para ayudar a elevar los recortes en el riser de gran diámetro. En el caso de gas en el riser , esta línea puede ser utilizada para circular por etapas el gas hacia fuera, así el equipo de superficie puede manejarlo con seguridad. Algunos equipos tienen los medios para recibir el retorno desde el riser a través de un separador de gas de gran tamaño para grandes volúmenes de gas. Cualquier sea la forma de manejar la situación, se debe hacer todos los esfuerzos para mantener el riser siempre lleno de fluido cuando se evacua el gas. Una viscosidad y fuerza gel elevadas del fluido en el choke y en la línea de kill, como así también lodo a base de petróleo o petróleo sintético, podrían enmascarar la SICP. El pozo podría demostrar la capacidad de fluir en las verificaciones de flujo, pero sin tener ninguna presión de cierre de casing. Se debería considerar el uso de fluidos con pocos sólidos, poca viscosidad, en las líneas del choke y kill. Si esto no es posible, cierre un preventor de reventones debajo de las salidas del choke y kill y circule hacia abajo por una línea y hacia arriba por otra. Esto reducirá el efecto del gel y se puede determinar la SICP una vez que el choke o la línea de kill está correctamente alineado.

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EQUIPAMIENTO SUBMARINO Se pueden quitar los hidratos por medio del calor, disolución con productos químicos o reducción de la presión. El metanol podría ser eficaz para disolver los hidratos. Para colocar el producto químico en los puntos para el tratamiento, se tendría que cortar la tubería químicamente o correr un coiled tubing por la línea bloqueada. Alternativamente, se puede correr el coiled tubing por la tubería de perforación a una profundidad que está debajo del bloqueo. Si circula un fluido calentado, calentará la tubería de perforación y el espacio anular. Quizás se requiera un tiempo relativamente largo para subir la temperatura por encima de la temperatura a al cual se disolverán los hidratos. Debido a lo distante que están los preventores de reventones submarinos, se han desarrollado equipos especializados. La parte que conecta al riser con el preventor de reventones principal se llama el conjunto inferior del riser marino (LMRP). Este conjunto incluye el preventor anular, las conexiones hidráulicas para el resto del preventor de reventones, las funciones del cabezal del pozo y los conectores para las líneas del choke y de kill. También conecta el riser con el conjunto del preventor de reventones por medio de una junta esférica o junta flexible para minimizar el esfuerzo en los preventores de reventones del riser debido a la corriente, el mar, movimiento y tensión del equipo de perforación. En la superficie se incorpora un sistema de tensión o compensación para evitar que el riser se derrumbe. Una junta deslizante conecta el riser con la línea de flujo. Esto es esencialmente un barril que está adentro o alrededor del riser con una conexión tipo empaquetamiento al riser, que se desliza para compensar por el movimiento del equipo de perforación debido a las condiciones climáticas, la marea o el mar. Líneas de guía van desde el equipo de perforación hasta el marco de la base submarina (placa base) para realizar múltiples funciones, guiando el conjunto del preventor de reventones, el LMRP y el riser y los módulos de control a sus lugares. Es normal que las líneas del choke y de kill se corran juntos y conectados al riser. La redundancia (con un 100% de reserva) es un factor esencial en el diseño de los sistemas en general preventores de reventones. Por ejemplo, además del sistema del desviador, el conjunto típico del preventor de reventones submarino consta de seis preventores, dos preventores anulares y cuatro preventores ram, para proveer versatilidad. Los preventores ram generalmente incorporan al menos un juego de VBR (diámetro variable) y un juego de ram ciegas / de corte Se proveen sistemas de cierre o módulos por duplicado. Si un módulo falla, el otro está disponible para las funciones del BOP. En la estructura del conjunto del preventor submarino se proveen cilindros del acumulador además de los cilindros del acumulador que está en la superficie para así asegurar el rápido funcionamiento de los componentes. El diseño de estos cilindros del acumulador deben tomar en cuenta la presión de la columna de agua para proveer la presión apropiada para las funciones de la BOP. Los sistemas complejos podrían incorporar un respaldo acústico en caso de que se pierdan las comunicaciones por los paquetes de la línea de control.

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EL SISTEMA DEL PREVENTOR DE REVENTONES SUBMARINO Todo el sistema del preventor de reventones submarino es grande, complicado y costoso. A raíz de esto, tiende a dominar en las actividades del control de pozos. Las características funcionales de sus componentes y los procedimientos operativos pueden ser muy específicos para el fabricante y el tipo de equipo. Debido a esto, especialistas en equipos submarinos se dedican específicamente a los aspectos operativos y de mantenimiento del sistema. Una vez instalado, el sistema del preventor de reventones submarino existen poco cambios en las técnicas de control de kick. El equipo tiende a ser más grande y el sistema de control más complejo y remoto. Esto requiere más tiempo para cerrar el pozo correctamente que en un conjunto de preventor de reventones convencional en la superficie, lo cual resulta en influjos más grandes. Quizás tome de 30 a 45 segundos para operar una válvula o ram. El preventor anular puede tomar de 45 a 60 segundos o más debido a la gran cantidad de fluido hidráulico que se re requiere para cerrarlo. Nota: El API requiere que el tiempo de cierre para los rams sea dentro de 45 segundos y dentro de los 60 segundos para los preventores anulares. El Director Noruego del Petróleo (NPD) requiere que el tiempo de cierre para las rams sea dentro de los 30 segundos y dentro de los 45 segundos para los preventores anulares.

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EL SISTEMA DE CONTROL DEL PREVENTOR DE REVENTONES SUBMARINO El sistema de control submarino no solamente provee la energía hidráulica para cerrar o abrir el conjunto del preventor de reventones, esta también proveedor de energía para la operación remota de válvulas y los sistema de componentes de traba y destraba. En los equipos de perforación que tienen un preventor de reventones submarino, esta energía se regula a través de un sistema de control complejo. Dado que no se puede observar el conjunto y que el sistema de cierre es complicado, se deben conocer y cumplir estrictamente los procedimientos para cerrar el pozo. Hay tres clasificaciones generales de sistemas submarinos: hidráulico, electro hidráulico (EH) y eléctrico (MUX). En el sistema hidráulico, cuando se oprime un botón para hacer funcionar alguna operación en el panel remoto, la corriente de energía actúa un solenoide y abre una inyección de aire comprimido. El aire impulsa un cilindro de aire que desplaza una válvula de cuatro vías en el manifold del acumulador. Si el botón de operaciones esta en la posición, centro, o trabado, no es posible el movimiento de fluido. El manifold envía un fluido de alta presión por una línea piloto hasta el módulo submarino. En el módulo se desplaza una válvula de función (o regulación) accionado hidráulicamente y permite que el fluido hidráulico del acumulador o del sistema en la superficie opere el preventor de reventones o válvula seleccionado. Ambos sistemas, el electro hidráulico y el multiplex, usan señales eléctricas enviadas a los módulos de control para un tiempo de reacción más rápido en los entornos de aguas más profundas. Un panel de control submarino contiene dos botones uno medidor de flujo y un manómetro que registra la variación hacia arriba / abajo. Cuando el sistema esta funcionando el medidor de flujo indica que un volumen de fluido hidráulico es usado para completar la operación. La lectura del medidor de flujo es comparada con el volumen teórico requerido. En esas circunstancia el perforador o el operador puede determinar si el componente ha funcionado correctamente. El manómetro indicara que el sistema se esta recargando con la presión correcta. 1. Ubique el control apropiado de la función. 2. Active el interruptor maestro del panel de control, si el panel tiene uno. Generalmente está etiquetado como Empuje y Sostenga para Operar. 3. Presione con firmeza el control apropiado de la función. 4. Verifique el manómetro de Lectura de Presión para ver si cae y luego regresa. 5. Verifique el medidor de flujo para ver si se está utilizando la cantidad correcta de galones.

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GUÍAS BÁSICAS PARA LOCALIZAR LAS FALLAS EN EL SISTEMA DE CONTROL SUBMARINO 1. Si el medidor de flujo opera continuamente o si hay una pérdida en el nivel de fluido en el reservorio, podría haber una fuga en el sistema. Esto también podría verse como la operación esporádica o continua de las bombas del sistema del acumuladora. Si hay una pérdida de fluido, verifique el sistema del acumulador en la superficie para ver si tiene alguna fuga. b. Verifique las conexiones en la superficie y de los carreteles. Asegúrese que la válvula del carretel que va al acumulador está apagada. c. Cambie de módulo y vea si eso detiene la fuga. d. Bloquee cada función para ver si con eso se detiene la fuga. 2. Si el medidor de flujo no se detiene cuando se hace operar una funcióna. Cierre, luego vuelva a abrir la función varias veces para limpiar la basura de la válvula. b. Cambie de módulo y vuelva a cambiar. Esto ayudará a limpiar una válvula de aislamiento del módulo que tiene una fuga. 3. Tiempo de reacción lenta a. Verifique las presiones. b. Verifique las válvulas de cierre del acumulador. c. Verifique para ver si el acumulador o el carretel tienen fugas. d. Verifique las otras funciones. Si están bien, la línea piloto podría estar parcialmente taponada. 4. Ninguna indicación del medidor de flujo a. Si la lectura de la presión cae y luego retorna, el problema podría estar en el medidor de flujo mismo. b. Si no hay ningún fluido fluyendo, verifique las presiones en el acumulador y en la válvula de paso. c. Verifique el fluido en el tanque de reserva y los filtros en la succión de la bomba.

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OTROS PROBLEMAS Durante la planificación del pozo, se debe tomar en cuenta los pozos pilotos, el cemento, el margen / pérdidas del riser, el colapso del riser, la desconexión de emergencia del riser y las reparaciones submarinas. POZOS PILOTOS Si tiene planes de perforar en un área en exploración, consideren perforar un pozo piloto. El pozo piloto o pozo de diámetro reducido es útil por muchas razones. Un pozo más pequeño es más fácil y más rápido de perforar y se pueden realizar los estudios de la formación con mayor rapidez. Si se perfora con un riser, fondo arriba se puede circular rápidamente debido al menos volumen en el espacio anular. El gas de fondo también se minimiza debido al pozo más pequeño. Quizás la consideración más importante es que el potencial de flujo de un pozo más pequeño es más bajo. Las ECD se maximizan al perforar y circular el gas del pozo, pero la erosión del pozo podría ser un problema. CEMENTO Debería haber suficiente cemento a bordo, antes de iniciar las operaciones de perforación, para asegurar que se podría cementar y taponar el pozo. RISER SUBMARINO El riser submarino se utiliza para proporcionar una trayectoria al flujo de retorno entre el pozo y el equipo perforador y para guiar la sarta de tubería o casing al conjunto de BOP y el fondo del mar. El riser debe soportar las fuerzas laterales del mar como también los movimientos del equipo sobre el pozo. Los componentes principales del riser son: • Un conectador hidráulico. • Un preventor anular • Una junta de bola de articulación inferior. • Tubería flexible para la línea del choke y kil. • Tubo del riser y sus conexiones. • Conexiones de las líneas del choke y kill. • Una junta deslizante (telescópica) • Un sistema de diverter • Un sistema de tensión. Los primeros cuatros hacen el conjunto inferior del riser (LMRP). La presión de fluencia (reventón) no es por lo general una gran preocupación en el diseño, por otra parte la resistencia al colapso, resistencia a la tensión y las cargas axiales son las mayores consideraciones a tener en cuanta. A medida que la operación de perforación se va a aguas mas profundas, se requiere mas una longitud mayor de riser, en consecuencia mas peso de riser, los operadores usan elemento de flotación de tubos alrededor de ese tubo(riser) para reducir su peso efectivo.

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COLAPSO DEL RISER Han habido percances donde el gas ha evacuado suficientemente el riser como para que el riser se haya colapsado (aplastado). El motivo se debe a que la presión hidrostática del agua de mar en el exterior del riser excede el valor de colapso para el riser cuando está vacío. Se pueden usar fórmulas generales para tuberías para demostrar esto. Se puede calcular la máxima profundidad de agua en que se puede correr un riser vacío antes de que se colapse. Esto se debería calcular y usar en el programa del pozo y se debería indicar como parte de los datos estadísticos del equipo de perforación. Se podría considerar la incorporación de una válvula de llenado en el riser. Esta válvula esta diseñada para que se abra, si el diferencial de presión entre la presión hidrostática del agua de mar es mayor que la presión dentro del riser. Cuando la válvula se abre el agua de mar entra dentro del riser y previene el colapso. La válvula de llenado provee seguridad contra el colapso del riser cuando se baja el riser, cuando se tiene perdidas totales, o cuando el riser se lleno con un gran volumen de gas. Una vez que la presión diferencial alcanza un punto predeterminado, la válvula se abre, permitiendo que el agua de mar entre en el riser para evitar su colapso. PÉRDIDA EN EL RISER En el caso de una pérdida del riser (escape de emergencia, se rompe la cadena del ancla, embarcación a la deriva) habrá una reducción en la presión hidrostática ejercida en el conjunto del preventor de reventones. Esta disminución en la hidrostática en el pozo es igual al diferencial hidrostático entre el fluido en el riser y el agua de mar. Asimismo, se pierde la presión hidrostática del nivel del mar a la línea de flujo o el espacio de aire. Se puede calcular la disminución en la presión con la siguiente ecuación: Diferencial de Presión psi = ([Densidad del Fluido en el Riser ppg - Densidad del Agua de mar ppg] x Profundidad del Agua pies x 0.052) + (Densidad del fluido ppg x Espacio de Aire pies x 0.052) Diferencial de Presión bar = ([Densidad del Fluido en el Riser kg/m³ - Densidad del Agua de mar kg/m³] x Profundidad del Agua m x 0.0000981) + (Densidad del fluido kg/m³ x Espacio de Air m x 0.0000981)

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PROBLEMA 5 Calcule la reducción en la presión en el pozo cuando el riser es arrancado. Información sobre el pozo: Profundidad de agua 2150 pies (655.29 m), espacio de aire 65 pies (19.81 m), zapato de la tubería de revestimiento está a 4.450 pies (1356.29 m) TVD, 4550 pies (1386.87 m) MD, TD está en 7400 pies (2255.52 m) TVD, 7700 pies (2346.96 m) MD, densidad del lodo 12.9 ppg (1546 kg/m³), Agua de Mar 8.6 ppg (1031 kg/m³). El margen del riser es la cantidad de densidad adicional que se requiere en el lodo para compensar por la pérdida de fluido en el riser a lo largo del pozo desde el conjunto hacia abajo. En aguas profundas no es ni práctico ni factible tener un margen para el riser. Sin embargo, en aguas poco profundas y con formaciones buenas y densidades de lodo más altas, se podría usar. Para calcular el margen para el riser Margen del Riser ppg = Diferencial de Presión psi ÷ (PVVtotal pies - Profundidad del agua pies Espacio de Aire pies) ÷ 0.052 Margen del Riser kg/m³ = Diferencial de Presión bar ÷ (PVVtotalm - Profundidad del aguam - Espacio de Airem) ÷ 0.0000981 Use el Problema #5 para calcular el margen del riser.

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DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN DE LOS RISERS INTRODUCCIÓN El riser marino o riser de perforación es la tubería ascendente que proporciona un conducto para operar la tubería de perforación y demás herramientas al interior del pozo y evitar la comunicación de los fluidos del pozo con el medio marino. El control del pozo se lleva a cabo mediante un par de tuberías paralelas al riser marino, llamadas tubería de estrangular y tubería de matar. Debido a las diferentes funciones que realizan los risers, estos reciben diferentes nombres. Se acostumbra indicar que un “riser marino” se utiliza para propósitos de perforación. Por otro lado, si el riser es utilizado para operaciones de terminación y/o reparación de pozos, entonces se llamará riser de terminación/reparación. Si el riser es usado en operaciones de producción, entonces es llamado “riser de producción”. Sin embargo, debido a la variedad de tipos de riser de producción, se acostumbra nombrarlos de acuerdo a otras características, por ejemplo: integral, no integral, flexible, rígido, lazy, etc. En general, el riser de perforación es un conducto sencillo cuya finalidad principal es el acceso de la tubería de perforación y otras herramientas. Mientras que un riser de terminación/reparación es mucho más sofisticado y costoso. Este último puede tener uno, dos o más conductos internos para las diferentes líneas de fluidos utilizadas en el interior del pozo. Por ejemplo, un agujero para el interior de la tubería de producción; un agujero para el espacio anular, uno más para la inyección de productos químicos; otro para la línea hidráulica para operar la válvula subsuperficial de control superficial SCSSV (válvula de tormenta). Finalmente, los risers de producción son conductos de un sólo agujero o agujero múltiple que permiten la producción/inyección de fluidos desde o hacia los pozos hasta la plataforma de producción o receptora para su posterior transporte y/o tratamiento. Es decir, los llamados risers en general son una parte importante de los sistemas de explotación de campos marinos y pueden ser de perforación, terminación, reparación y producción de pozos. En el presente trabajo se hará énfasis en los risers de perforación y terminación/reparación de pozos. En cuanto a los risers de producción, solo se describirán algunas de sus características que permitan clasificarlos genéricamente y que los puedan relacionar o distinguir comparativamente con los primeros.

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SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN Como se mencionó al principio, el riser marino o riser de perforación es la tubería ascendente que proporciona un conducto para operar la tubería de perforación y demás herramientas al interior del pozo y evitar la comunicación de los fluidos del pozo con el medio marino. La perforación del pozo marino se realiza utilizando barrenas que se rotan con equipo desde el piso de la plataforma o con motor de fondo. El movimiento rotatorio se transmite a la barrena por medio de la tubería de perforación. Conforme la profundidad del pozo aumenta, se van agregando nuevos tramos de tubería de perforación. Se utiliza fluido de perforación convencional para cumplir con las funciones de lubricar y enfriar la barrena, además de mantener limpio el agujero y contener las paredes del pozo, entre otras. Después el fluido retorna al piso de la plataforma por el espacio anular entre la tubería de perforación y las paredes del pozo. El lodo también sirve como elemento de seguridad primario para controlar la presión de la formación. El peso de la columna del lodo contrarresta la presión de la formación en el fondo del agujero. Por esta razón el agujero se encuentra siempre lleno de lodo y su densidad es tal, que la presión hidrostática debe exceder ligeramente a la presión de la formación. El control del pozo se lleva a cabo mediante un par de tuberías paralelas al riser marino llamadas tubería de estrangular y tubería de matar. Por otro lado, se utiliza el conjunto de preventores para auxiliar el control de pozos durante situaciones de emergencia y está localizado por arriba de la cabeza del pozo, ya sea en el fondo marino o en el piso de la plataforma. Un riser marino debe ser diseñado de tal forma que resista con seguridad los efectos del medio ambiente y operacionales. Las olas, mareas y fuertes corrientes que actúan en el riser crean fuerzas significativas y algunas veces vibración. El riser es una parte muy costosa del equipo de plataforma que debe ser manejado cuidadosamente.

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COMPONENTES DEL SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN Como se bosquejó en la sección anterior, el sistema de riser de perforación está integrado por los siguientes componentes básicos.          

Cuerpo del Riser Uniones del Riser Junta Telescópica Junta Flexible Conectores del Riser Sistema Tensionador del Riser Válvula de Llenado Conjunto Inferior del Riser Líneas de Estrangular, de Matar y Auxiliares Accesorios

La Figura 3.1A muestra un diagrama esquemático de los componentes del sistema de riser de perforación (cortesía de Cooper Cameron).

A. CUERPO DEL RISER Es prácticamente el tubo estructural conductor principal que conforma el riser en general. Se integra por tramos unidos directamente por las uniones del riser. El material utilizado puede ser acero de diferentes grados y aleaciones, aunque también se pueden utilizar materiales de baja densidad y alta resistencia. El riser de perforación generalmente está en tensión y solo una parte pequeña de su peso se recarga en el cabezal submarino. La Figura 3.1B muestra un tramo de riser en el que se ilustra el cuerpo del riser y las líneas de estrangular y de matar.

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B. UNIONES DEL RISER Las uniones del riser están instaladas en los extremos de cada junta del riser para conectar las diferentes secciones. Existen diferentes uniones de riser, dependiendo del fabricante. Las uniones pueden ser bridadas o mecánicas. Es decir, pueden estar unidas mediante bridas con tornillos y tuercas, o bien, pueden estar unidas mediante un acoplamiento mecánico. Las líneas de matar y de estrangular están integradas al riser por las bridas extendidas de las uniones. Por ejemplo, el conector RF de Cameron está diseñado para conexión brida a brida atornillada y está clasificado para 2 millones de libras de tensión y la precarga es igual a la carga de diseño. Los tornillos del conector RF están forjados con extremos sin punta para reducir cualquier agresividad metálica y limpiar de residuos las cuerdas hembras. Las tuercas y los tornillos están retenidos en las bridas para eliminar la posibilidad de pérdida de partes durante la instalación. Las bridas están diseñadas para seis líneas y 15,000 psi de presión de trabajo. El conector RF cumple con el estándar Clase E del API RP2R. Los accesorios RF están clasificados para servicio en temperaturas desde -20 hasta 250 °F (-28 a 120 °C) para permitir el almacenamiento e instalación en ambientes fríos. Los accesorios RF también cumplen los requerimientos NACE para servicio ácido. Por otro lado, el conector RD, también de Cameron, utiliza conectores de bayoneta, los cuales permiten alinear las uniones de las secciones del riser. El apriete de los tornillos del actuador desplaza un seguro de anillo de cuatro piezas, el cual permite una distribución de la carga sobre un área grande de contacto. Los segmentos del actuador desplazan y retienen el seguro de anillo para prevenir la formación de rebaba detrás del anillo. Un seguro de resorte sobre los tornillos del actuador previene el aflojamiento debido a la vibración del riser. Por su parte, el conector bridado HMF para riser, de ABB Vetco, está diseñado para los requerimientos de capacidad de carga en aplicaciones de aguas profundas. El diseño de diámetro escalonado del piñón y de la caja facilita la unión, aún con severos movimientos de la unidad flotante. Los tornillos de cierre se aprietan de tal forma que la precarga es mayor que la carga clasificada, eliminando la falla debida a la fatiga del metal o la separación de las bridas. Es de construcción robusta y mínimo mantenimiento. Está clasificado para 2 millones de libras de carga axial. El conector excede los requerimientos de la clasificación Clase E del API RP2R. En la Figura 3.2A se ilustra un conector bridado de Cooper Cameron. Por otro lado, el conector mecánico MR-6D de ABB Vetco para riser está diseñado para alta resistencia con conexión y desconexión rápida. Tiene perfil cónico modificado del piñón para fácil acoplamiento. Tiene tornillos actuadores que empujan a los seguros de cierre dentro del piñón, generando la precarga requerida para reducir los esfuerzos alternos en el conector durante cargas cíclicas. Las cargas de tensión y flexión pasan directamente hacia los seguros dentro del cuerpo del conector, eliminando así la carga de los tornillos actuadores.

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Un seguro automático previene que los tornillos actuadores se retraigan debido a la vibración o carga cíclica. El diseño simple y compacto no permite espacios para la acumulación de residuos que pudieran evitar un rápido desarmado. El conector MR-6D excede los requerimientos de la clasificación Clase D del API RP2R. El bajo peso del conector reduce los requerimientos de flotación en aguas profundas. En la Figura 3.2B se ilustra el conector MR-6D, de ABB Vetco Gray.

C. JUNTA TELESCÓPICA La junta telescópica se instala en la parte superior de la sarta del riser de perforación y se utiliza para compensar los movimientos verticales entre el equipo de perforación y el conjunto de preventores submarinos debidos al movimiento del equipo por el oleaje. La junta telescópica está constituida por dos barriles que se deslizan uno sobre el otro. El barril externo está unido al riser marino y este se encuentra bajo tensión mediante cables desde el barril externo al tensor. El barril interno es de acero pulido y se encuentra sujeto a la parte inferior del desviador de flujo y se le permite el movimiento axial. Los sellos de hule en el espacio anular entre el barril interno y el externo soportan la presión del lodo en la unión. El desviador de flujo es una parte del equipo que se utiliza para controlar los cabeceos del gas a profundidades someras en la etapa de perforación cuando el conjunto de preventores no puede ser instalado. Este desviador de flujo será discutido más adelante.

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Durante la operación, el fluido de perforación se retiene y el barril interno se centra mediante un empacador actuado a presión. Este empacador requiere una mínima cantidad de presión de aire para sellar entre los barriles interno y externo. Se moldea con carga, absorbiendo los anillos de acero para aumentar la vida del sello y reducir la fricción. El empacador lleva un buje de desgaste que inhibe cualquier desgaste del sello y ayuda a centrar el barril interno. Un recipiente de lubricación proporciona el elemento de sello con fluido lubricante. Las juntas telescópicas de Cameron están disponibles con cuellos de ganso replegables para permitir el paso del aparejo a través de la mesa rotatoria. Se tienen disponibles empacadores sencillos o dobles en diferentes longitudes de carrera para todos los tamaños de riser. Se pueden implementar con sistemas tensionadores del riser de los tipos fijo o giratorio. La Figura 3.2C ilustra la junta telescópica, ubicada en la parte superior del riser.

D. JUNTA FLEXIBLE La junta flexible, también llamada unión flexible o uniflex, se instala en la parte superior del conjunto de preventores y en la parte inferior de la sarta del riser de perforación y se utiliza para compensar los movimientos laterales entre el equipo de perforación y el conjunto de preventores submarinos debidos al movimiento del equipo por el oleaje. La máxima deflexión soportada por la junta flexible es de 10°. Entre las características principales de la junta flexible se tiene que está autocontenida, autocentrada, está libre de fricción y no requiere lubricación. El elemento flexible consiste de componentes esféricos de acero y elastómeros, los cuales están laminados en capas alternantes y están moldeadas al nido interno y a la brida externa de sello. Este elemento puede soportar altas cargas de compresión y de movimiento de cizallamiento o corte. La combinación de los dispositivos tensionadores y la presión del fluido de perforación pone al elemento flexible en compresión mientras que el riser se mantiene en tensión. La junta flexible se tiene disponible en un rango de tamaños, presiones de trabajo y conexiones para perforación en aguas someras y profundas (a más de 3,000 m) con una carga clasificada de más de 2 millones de libras. La junta flexible estándar está clasificada para 3,000 psi de presión diferencial. También se cuenta con juntas flexibles clasificadas para 5,000 psi y servicio para H2S.

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La junta flexible de Vetco tiene las siguientes características: 

Está recomendada para operaciones de perforación, tanto con líneas guía, como sin líneas guía.



Consiste de un sólo elemento flexible.



Permite una inclinación vertical hasta de 10° entre el riser y el conjunto de preventores.



Tiene capacidad de carga a la tensión de dos millones de libras.



Se tienen sellos estáticos entre los diferentes componentes; no tiene sellos deslizantes.



Capacidad para servicio con H2S y con fluidos base aceite.



Larga vida de servicio y mantenimiento mínimo.



No se requiere balancear la presión.



Se tiene disponible para aplicaciones en perforación y producción.

Por otro lado, la junta de bola fabricada por Vetco, tiene las siguientes características: 

Permite una inclinación vertical de 10°.



Minimiza las cargas por pandeo causadas por el movimiento lateral de la unidad flotante de perforación.



Tiene más de un millón de libras de capacidad de carga a la tensión.



Tiene un sistema de balance de presión para compensar las cargas de compresión y de tensión, minimizando la resistencia a la fricción y al pandeo.



Está disponible en tamaños compactos que permite integrarse a sistemas de riser marinos desde 16 hasta 24”.

La Figura 3.3 ilustra la junta flexible y la junta de bola de ABB Vetco.

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E. CONECTORES DEL RISER Los conectores del riser son la interface de unión entre el riser y el conjunto de preventores, en la parte inferior, o entre el riser y la superficie. En el caso del extremo inferior, se tienen diferentes tipos y marcas de conectores. Los conectores tipo collar de Cooper Cameron modelo 70 y HC, se utilizan para asegurar el paquete inferior del riser a la parte superior del conjunto de preventores y para asegurar la parte inferior del conjunto de preventores al cabezal. Estos conectores forman un sello firme, al mismo tiempo que soportan esfuerzos de flexión y de pandeo causados por la presión del pozo, la tensión del riser y el movimiento de la unidad flotante. Las características de dichos conectores son las siguientes: 

Los conectores tipo collar modelo 70 y HC se aseguran mediante segmentos de cierre en forma de dedos. Estos segmentos forman un cono que guía al conector hasta su posición de cierre. Para abrir se aplica presión, rotando los segmentos hasta su posición de abertura completa para permitir la desconexión a un ángulo mayor de 30°.



Ambos conectores tienen un ángulo de 25° sobre la cara del segmento abrazador y un área grande de pistón actuador para crear una mayor fuerza de cierre a una presión hidráulica dada.



Los conectores modelo 70 y HC utilizan anillos de sello metal a metal tipo AX sobre los extremos del collar para asegurar la integridad del sello.



Los conectores actúan sobre la brida o extremo de la abrazadera con anillos de sellos CX que se empaquetan y retienen por el cuerpo de la abrazadera o brida para asegurar un contacto cuerpo a cuerpo con una mínima fuerza de la abrazadera.



Los conectores modelo 70 se actúan mediante cilindros hidráulicos que operan con 1500 psi y proporcionan una fuerza de apertura que es 80% mayor que la fuerza de cerrado. Los conectores modelo 70 también están disponibles con operación manual.



Los conectores HC se actúan mediante un cilindro hidráulico anular que proporciona precargas de cierre sustancialmente mayores que los del modelo 70. Los conectores HC están disponibles con pistones secundarios de apertura.

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Los conectores modelo 70 tipo collar se tienen disponibles en tamaños desde 13 5/8” hasta 21 1/4” en presiones de trabajo desde 2,000 hasta 15,000 psi. Los conectores HC se tienen disponibles desde 13 5/8” hasta 21 1/4” y desde 5,000 hasta 15,000 psi de presión de trabajo. La Figura 3.4 muestra un diagrama de los conectores tipo collar modelo 70 y HC. Los conectores fabricados por Vetco para sistemas de perforación submarinos son los llamados Conectores H-4®. Estos son conectores hidráulicos y se utilizan además para lo siguiente:       

Conexión del conjunto de preventores al cabezal. Conexión del árbol al cabezal. Conexión del sistema de riser marino al conjunto de preventores. Conexión del ensamble de riser de producción al múltiple submarino. Conexión del múltiple submarino a la plantilla de producción. Terminaciones tipo Caisson y perforación en islas artificiales. Conexión de anclaje de un sólo punto a la base del ancla.

Los conectores H-4 de Vetco tienen trinquetes de cierre para lograr un ajuste mecánico radial de más del 95% de las cuatro ranuras de cierre del cabezal para distribuir uniformemente las cargas de flexión y de tensión sobre una mayor área del cabezal. La presión máxima de actuación es de 3,000 psi. La capacidad de presión de trabajo es de 15,000 psi. La carga de compresión positiva del anillo de sello dentro de las ranuras del perfil del cabezal crean un sello confiable de alta presión. El daño al anillo de cierre durante la conexión se previene mediante una alineación previa del conector y la capacidad de flotación del sello. El sistema de operación hidráulico doble proporciona una capacidad de abertura redundante. Por otro lado, los conectores H-4 de Vetco están disponibles en los modelos de liberación de alto ángulo HAR, el estándar (estilo E o ExF) y el de servicio pesado HD.

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El conector hidráulico H-4 de liberación de alto ángulo HAR se utiliza para conectar el paquete inferior del riser marino con el conjunto de preventores en un sistema de perforación de aguas profundas. Mantiene su capacidad de liberación con más de 10 ° de deflexión del riser. El conector hidráulico H-4 estándar (estilo E ó E x F) está especialmente diseñado para conectar el conjunto de preventores al cabezal y el sistema de riser marino al conjunto de preventores. El conector hidráulico H-4 para uso pesado HD está diseñado para soportar cargas de flexión y de tensión extremas. La precarga axial excede los seis millones de libras (a una presión de cierre de 3,000 psi), dando una conexión rígida al cabezal. Es una conexión segura aún a cargas de tensión de más de siete millones de libras. La Figura 3.5 muestra los conectores H-4 HAR, H-4 Estándar (estilo E ó E x F) y H-4 HD de ABB Vetco Gray.

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Por otro lado, los conectores hidráulicos Torus II y Torus IV de FMC son conectores para cabezal de pozo de operación hidráulica que conectan y sellan sobre el perfil del cabezal con una abrazadera convencional empleando 12 trinquetes radiales. Se utilizan para conectar el conjunto de preventores, el árbol submarino o el cabezal de la tubería de producción con el cabezal de pozo submarino. También permiten la conexión entre el riser y el conjunto de preventores. El rango de variación de la presión de operación hidráulica es de 650 a 3,000 psi. En casos de emergencia puede soportar hasta 5,000 psi, aunque la presión de operación normal es de 1,500 psi. Los conectores Torus II y Torus IV están clasificados para 5,000 y 10,000 psi en diámetros de 11 a 18 3/4”. El diseño de cara plana a cara plana entre los trinquetes y el anillo de retención no se ve afectado por vibraciones externas. El área grande del pistón, junto con la gran ventaja mecánica, se combinan para producir una precarga alta a presiones de operaciones estándar. El anillo de reacción en la parte baja del conector se puede ajustar a la precarga requerida. El pistón anular genera una carga uniforme sobre todos los trinquetes y además se utilizan sellos de primera clase en todas las superficies móviles. El sello AX se retiene mediante cuatro retenes manuales operados desde la parte superior del conector. El sello puede reemplazarse sin trabajar debajo del conjunto de preventores o del árbol. El sello del conector a cabezal es un anillo de sellado metal a metal. El conector Torus IV tiene las mismas características que el conector Torus II, excepto que el mecanismo de repliegue de los trinquetes es mediante un resorte y no de un pistón. Además, la retención del sello es por medio de tres pasadores de retén que se activan desde un lado del conector.

La Figura 3.6 muestra un diagrama de los conectores hidráulicos Torus II y Torus IV de FMC.

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F. SISTEMA TENSIONADOR DEL RISER El sistema tensionador del riser consiste de un conjunto de líneas de acero o cables que mantienen en tensión el riser marino con el fin de evitar que la totalidad de su peso se recargue sobre sí mismo y sobre el conjunto de preventores o sobre el cabezal. Este peso crearía cargas adicionales de flexión y de pandeo que podrían fatigar alguno de los componentes del sistema de perforación submarino. Existen básicamente dos diseños de sistemas tensionadores. El primero y de menos uso, aunque más económico, es el sistema tensionador de cables fijo. Consiste de un cuerpo tubular colocado debajo del desviador de flujo y sobre el barril interior de la junta telescópica con soportes para las líneas de acero o tensionadoras. No permite el movimiento de rotación alrededor del riser. No es recomendable para unidades flotantes. El segundo es el anillo tensionador del riser que consiste de un cuerpo tubular instalado entre el desviador de flujo y el barril interior de la junta telescópica. El anillo tensionador está diseñado para permitir el movimiento giratorio alrededor del riser y por lo tanto permite el movimiento de rotación de la unidad flotante que se esté utilizando. El movimiento de rotación de la unidad flotante puede deberse al oleaje marino, a los vientos de diferentes direcciones, o bien, al posicionamiento dirigido de la unidad. El anillo tensionador del riser RST de Cameron permite una conexión rápida de los cuellos de ganso y, como anillos tensionadores estándar, permite rotar el equipo con respecto a la junta telescópica. El anillo RST tiene seis o más bayonetas de cuellos de ganso actuadas hidráulicamente, que se alinean mediante pernos instalados en el piso del equipo.

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A medida que la junta telescópica se instala en el anillo RST, estos los pernos se acoplan en las ranuras que se encuentran en la junta, para alinear la conexión. La presión hidráulica extiende los pistones hidráulicos de las bayonetas y conecta los cuellos de ganso. Los insertos de sello y los pistones sobre las bayonetas de los cuellos de ganso son reemplazables para asegurar la facilidad en el mantenimiento. El anillo tensionador RST tiene una capacidad de carga a la tensión de 2 millones de libras. Cuando el riser marino tiene que ser extraído, el anillo RST se guarda debajo del nido del desviador de flujo. Cameron también proporciona anillos tensionadores estándar y anillos tensionadores estacionarios o fijos. Por otro lado, el anillo tensionador del riser marino tipo KT o tipo SDL de ABB Vetco Gray, cuando se utiliza con el conjunto desviador de flujo, forma un sistema de terminación para el riser marino, el cual tiene las siguientes características. 

Las líneas tensionadoras del riser permanecen conectadas y espaciadas apropiadamente todo el tiempo.



Todas las líneas hidráulicas para el cierre y retracción de los trinquetes permanecen conectadas todo el tiempo.



El anillo tensionador se instala en el nido del soporte del desviador, proporcionando una localización de depósito conveniente, sin estorbar.

Además de las anteriores, el modelo KT tiene ciertas características específicas. 

Las terminaciones de las líneas de matar, estrangular y auxiliar están conectadas permanentemente.



El armado y desarmado de la junta telescópica se realiza a través de bayonetas hidráulicas.

Estas características simplifican enormemente la instalación y extracción del riser marino, eliminando las tareas tediosas y peligrosas del armado y desarmado de las líneas tensionadoras y de las mangueras hidráulicas en el área de piso. La Figura 3.7A muestra el anillo del sistema tensionador del riser de ABB Vetco Gray. La Figura 3.7B muestra el anillo tensionador del riser de Cooper cameron.

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G. VÁLVULA DE LLENADO DEL RISER La válvula de llenado del riser se coloca en cualquier lugar de la sarta del riser para prevenir el colapso, en caso de que se abata el nivel del fluido de perforación en el interior. Durante las operaciones normales de perforación, la manga interna de la válvula se mantiene cerrada mediante un resorte. Cuando la presión del riser disminuye, la presión del océano presiona la manga y vence la fuerza del resorte. Esto provoca que la válvula se abra y permita la entrada del agua del mar hacia el interior del riser para igualar la presión y prevenir el colapso. La válvula de llenado del riser se activa mediante la manga sensorial de presión cuando la presión interna del riser se encuentra a 250-350 psi por debajo de la presión del ambiente marino. Cuando se activa, la válvula se abre totalmente para llenar rápidamente el riser. Luego, la válvula debe ser cerrada desde la superficie mediante una señal hidráulica. La válvula de llenado del riser también puede ser abierta manualmente a través de líneas de control a la superficie. La Figura 3.7C ilustra una válvula de autollenado del riser de Cooper Cameron.

H. CONJUNTO INFERIOR DEL RISER En realidad, el conjunto inferior del riser de perforación, está integrado por algunos componentes descritos anteriormente, pero que se denomina como una subsección de todo el sistema de riser. El conjunto inferior del riser está formado típicamente por un conector (riser/junta flexible), la junta flexible, uno, dos o ningún preventor anular, pods de control submarino y un conector hidráulico que une el sistema inferior del riser con el resto del conjunto de preventores. La Figura 3.8 muestra un arreglo convencional para un conjunto inferior del riser así como el conjunto de preventores respectivo. Las líneas flexibles de estrangular y de matar, así como las líneas umbilicales y el pod de control, no están ilustradas, por simplicidad. Nótese el orden del arreglo, de arriba hacia abajo, primero está la junta flexible o unión bola, luego una brida que conecta con el preventor anular, después de éste, una abrazadera que se une a un conector hidráulico tipo collar.

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I. LÍNEAS DE ESTRANGULAR, DE MATAR Y AUXILIARES Las líneas de matar y de estrangular son utilizadas para proporcionar un flujo controlado de aceite, gas, o de fluido de perforación desde el pozo perforado hasta la superficie cuando el conjunto de preventores esta cerrado. Estas líneas van desde la plataforma, a lo largo del riser, hasta el cabezal. En la junta flexible inferior hay varios esquemas de conexión, como tubería flexible o en lazo, para permitir la flexibilidad requerida en la instalación de un arreglo de alguna línea de unión desde la parte inferior de la sarta del riser (parte superior de la junta flexible), alrededor de la junta flexible, hasta el conjunto de preventores. Las líneas de estrangular y de matar se utilizan en el control de brotes a fin de prevenir que lleguen a ser reventones. Cuando se detecta un brote, se bombea fluido de perforación por la línea de matar hasta el conjunto de preventores para restaurar el balance de presión en el pozo. Cuando ocurre un brote de gas, se cierran los preventores de arietes alrededor de la sarta de perforación. El gas de invasión se libera en el múltiple de estrangulación mediante el manejo adecuado de la línea de estrangular sobre el riser. En general, las líneas de estrangular, de matar y auxiliares, transportan fluidos a través del riser. En la mayoría de los casos, estas líneas son una parte integral de cada una de los tramos del riser y están afianzadas sobre un extremo lateral del tubo principal del riser, en las uniones. Adicionalmente, las líneas auxiliares transportan diversos fluidos desde la superficie, hasta los sistemas de control de los preventores o sistemas submarinos, o bien, tienen algún otro propósito específico. La línea de arranque del lodo, una línea auxiliar, se utiliza como conducto para el fluido de perforación cuando éste se bombea hacia el interior del riser para incrementar la velocidad de circulación anular. Otro tipo de línea auxiliar es la línea de inyección de aire a presión. Las líneas de inyección de aire se utilizan para suministrar el aire que permite incrementar la flotación del riser. Otro tipo de líneas auxiliares son los umbilicales para los sistemas de control. Las líneas de suministro hidráulico se utilizan para transportar el fluido hidráulico de operación hacia el sistema de control submarino del preventor. La mayoría de los sistemas preventores incorpora una línea flexible de suministro de fluido hidráulico en el interior de la línea de control.

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J. ACCESORIOS DEL SISTEMA DE RISER Algunos accesorios diversos que forman parte del sistema de riser marino de perforación son los que se listan a continuación.        

Desviador de Flujo Araña del Riser y Gimbal Conector de las Líneas de Matar y de Estrangular Sistema Tensionador de las Líneas Guía Sistema Compensador de Movimiento Líneas Flexibles de Estrangular y de Matar Equipo de Flotación Sistema de Colgamiento del Riser

J.1 DESVIADOR DE FLUJO El desviador de flujo es en sí un sistema muy similar al de preventores, el cual está diseñado para cerrar la superficie del pozo y una o más líneas de descarga de gran diámetro para conducir el flujo lejos del piso de perforación. El sistema de desviación también incluye un medio de cierre del desviador y de apertura de la línea de descarga. Generalmente los desviadores de flujo no están diseñados para soportar altas presiones. Los sistemas de desviación tipo KFDS de ABB Vetco Gray tienen gran aplicación en las unidades flotantes de perforación, mientras que los tipo KFDJ (también de Vetco) encuentran su aplicación en plataformas fijas y autoelevables. Los sistemas de desviación de flujo de Vetco están diseñados para protección confiable con un mínimo de manejo de equipo. Las características más relevantes son las siguientes: 

La caja de soporte se encuentra fija permanentemente al piso de la rotaria y no restringe el paso de equipo o herramientas a través del agujero. Todo el sistema de riser se puede instalar a través de la caja de soporte del desviador.



La caja de soporte permite la instalación de las líneas de venteo y de flujo en cualquier configuración de más de 20 “.



Todas las líneas de fluido de perforación, de control hidráulico y otras conductoras de fluidos permanecen conectadas a la caja de soporte durante todo el programa de perforación. 88

En el caso del Sistema Desviador Tipo KFDJ de Vetco, este tiene las siguientes características especiales de diseño. 

El desviador, el carrete espaciador y el carrete empacador de enchufe se pueden instalar o extraer sin tener que conectar o desconectar líneas de flujo o de llenado.



Se pueden instalar colgadores para sistemas de suspensión Mudline y barrenas de diámetros hasta de 26”, para rotarias de 36”, o hasta de 36”, para rotarias de 49 ½ ” sin desconectar el desviador.



El desviador, el carrete espaciador y el carrete empacador de enchufe se empatan a través de una mesa rotatoria de 37 ½ ”. El agujero mínimo a través de la caja de apoyo estándar es de 36 ½ de diámetro interno, para la instalación de la rotaria de 37 ½“.



El carrete empacador de enchufe que está en la parte inferior del cuerpo del carrete espaciador del desviador permite la reducción del tiempo de conexión que normalmente se requiere con bridas soldadas o tubos.



Se proporciona una protección completa mientras se corren las sartas de tuberías de revestimiento o mientras se perfora, mediante un rango completo de tamaños de empacadores del desviador. Todos los empacadores de desviador utilizan la misma herramienta instaladora tipo J.



Se tiene disponible en capacidades de 500, 1,000 y 2,000 psi.



Se tiene también disponible con un inserto rotatorio que proporciona un mecanismo de empacamiento de baja presión sobre la flecha o la TP durante operaciones de perforación.

Por su parte el Sistema Desviador Tipo KFDS-CSO, también de Vetco, tiene las siguientes características. 

Presión de trabajo de 1,000 psi para cierre con mandril de 5 “ (500 psi para cierre con agujero descubierto).



Tiempo de cierre de diez segundos en tubería o agujero descubierto.



Máximo 31 galones de fluido de control hidráulico para el cierre; 15 galones para apertura.



Diseño de caja estándar que permite salidas múltiples de hasta 20 “. 89



Diámetro del soporte de la caja de 49 ½ “.



Presión de operación máxima del sistema de control de 1,500 psi.



Instalación simplificada con la herramienta instaladora actuada con pernos HT-3 de Vetco.



Se adapta a la herramienta estándar de prueba del desviador.



Diseño de peso mínimo.



La conexión del cuerpo del desviador contiene funciones de operación hidráulicas para ser conectado o desconectado rápidamente.

La Figura 3.9 muestra el desviador de flujo tipo KFDS-1000 CSO de ABB Vetco Gray. En la Figura 3.10 se ilustra un sistema de desviación de la línea de flujo de tipo colgador de tubería conductora KFDJ de ABB Vetco Gray.

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J.2 ARAÑA DEL RISER Y GIMBAL La araña HX del Riser se localiza sobre el piso del equipo de perforación y se utiliza para instalar las secciones del riser a través de la mesa rotatoria. Los cilindros hidráulicos mueven seis dispositivos de trinquetes que soportan el peso del riser durante las conexiones de las secciones. El Gimbal se instala debajo de la araña HX para reducir los impulsos y para distribuir las cargas sobre la araña y las secciones del riser cuando se instala. La Figura 3.10B y 3.10C muestran la araña y el Gimbal para un sistema de suspensión del riser marino de perforación (cortesía de Cooper Cameron).

J.3 CONECTOR DE LAS LÍNEAS DE MATAR Y DE ESTRANGULAR Los conectores tipo collar para las líneas de estrangular y de matar permiten la conexión entre la parte superior del conjunto de preventores submarinos y la parte inferior del sistema de riser marino. El conector tipo collar de Cameron utiliza conjunto de sellos tipo AX y puede soportar las grandes fuerzas de separación causadas por presiones internas en las líneas de estrangular y de matar. El sistema de operación hidráulica del conector esta diseñado para asegurar una desconexión rápida después de un largo periodo de conexión. El conjunto del conector de las líneas de estrangular y de matar instalado por peso es un acoplamiento de presión balanceada que permite una unión rápida y de sello confiable. El balance de la presión asegura que la línea de presión no se separará de su receptáculo de unión. Se requiere una fuerza axial externa para separar esos componentes. La Figura 3.11 muestra dos conectores para las líneas de estrangular y de matar, de Cooper Cameron.

J.4 SISTEMA TENSIONADOR DE LAS LÍNEAS GUÍA Las líneas guía del cabezal submarino deben tener cierta tensión para ser efectivas. A fin de mantener las líneas guía a un nivel de tensión previo, se aplican tensionadores hidroneumáticos a cada una de las cuatro líneas guía del cabezal y normalmente a las líneas de control del conjunto de preventores. Los tensionadores de las líneas guía operan exactamente igual a los tensionadores del riser y están diseñados igual, excepto que estos son más pequeños. La Figura 3.12 ilustra el diagrama esquemático de un tensionador para líneas guía.

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J.5 SISTEMA COMPENSADOR DE MOVIMIENTO El sistema compensador de movimiento se utiliza para nulificar el movimiento ascendente y descendente de la unidad flotante en operaciones con línea de acero, especialmente en operaciones de registros de pozo. Este mecanismo compensador cuelga debajo del gancho y utiliza una línea de acero de trabajo, la cual va desde la parte superior del tubo del riser, alrededor de la polea de trabajo del compensador de movimiento y llega hasta el piso de perforación. Las poleas de trabajo y de registro están conectadas al mismo yugo, el cual esta suspendido del compensador de movimiento por un resorte neumático (tensionador especial). Cuando el sistema flotante se mueve hacia arriba o hacia abajo, la polea de trabajo y la línea de registro permanecen en una posición relativamente fija, controlada por el resorte neumático. Este movimiento compensado tiene el efecto de nulificar el movimiento relativo entre el sistema flotante y el fondo marino generado por el movimiento ascendente y descendente del sistema flotante. Esto elimina el movimiento del sistema flotante que de otra manera permitiría una superposición de la lectura de datos de la sonda de registro. Cuando se instala un compensador de la sarta de perforación (DSC), no se requiere este mecanismo compensador. En el subtema 3.6 se discutirá más a detalle estos dos mecanismos compensadores.

J.6 LÍNEAS FLEXIBLES DE ESTRANGULAR Y DE MATAR Las líneas flexibles de estrangular y de matar permiten movimiento relativo en la junta telescópica y en las juntas flexible/bola del sistema de riser. Normalmente se utilizan tres tipos de diseño básicos. Estos son: tubería flexible, mangueras revestidas de acero o lazos de flujo con extremos roscados, bridados o con abrazaderas. En caso de que se utilicen extremos roscados, éstos deben contener un compuesto sellante. Las líneas flexibles deben ser compatibles con el resto de del sistema de tuberías de estrangular y de matar y con el conjunto de preventores, así como con el múltiple de estrangulación. La selección de las líneas flexibles debe incluir lo siguiente:

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

Requerimientos de longitud y tolerancia



Compatibilidad de las conexiones



Capacidad a las presiones (gas y líquido)



Capacidad de resistencia al colapso



Capacidad de resistencia a las temperaturas mínima, máxima y ambiental



Radio de pandeo mínimo



Compatibilidad con los fluidos



Resistencia al desgaste por fluidos abrasivos



Resistencia a la corrosión



Resistencia a la fatiga por pandeo y ciclos de presión

J.7 EQUIPO DE FLOTACIÓN El equipo de flotación puede estar sujeto a los tramos del riser para reducir los requerimientos de tensión en la parte superior mediante la disminución del peso sumergido de los tramos. Existen varios diseños típicos, entre los que se encuentran los siguientes. Módulos de espuma La espuma sintética es un material compuesto de esferas huecas en una matriz. Las formas más comunes de los módulos de espuma son microesferas delgadas de vidrio en una matriz de resina plástica colocada térmicamente. El diámetro de los módulos de espuma sintética depende principalmente de los requerimientos de flotación y de la densidad de la espuma. La densidad de la espuma depende del tirante de agua de diseño. Normalmente se utiliza material más denso para aguas más profundas y soportar presiones de colapso mayores. El máximo diámetro permisible se determina por el agujero del desviador de flujo y/o otras restricciones a través de las cuales pasan los tramos del riser. Generalmente, los flotadores se instalan en pares alrededor de los tramos del riser, varios pares por tramo y tienen cortes para las líneas de estrangular, de matar y auxiliares. El empuje vertical del módulo de espuma se transmite al riser mediante un collar afianzado al tubo del riser justo debajo de la unión superior de cada tramo.

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Cámaras de aire abiertas del fondo Las cámaras de aire abiertas del fondo se instalan en la unión del riser y proporcionan un espacio anular alrededor de él. Las líneas piloto y de inyección de aire proporcionan los medios para inyectar aire a la presión hidrostática ambiental. El aire desplaza el agua de mar del espacio anular para dar flotación. Con una válvula en la línea de inyección, cerca del fondo de la cámara, mantiene el agua al nivel preestablecido. El aire se puede purgar del sistema a través de una válvula de descarga actuada mediante la línea piloto. Las válvulas se pueden arreglar y ajustar para proporcionar el nivel de flotación deseada. Los compresores que se encuentran en la unidad flotante se utilizan para proporcionar aire a través de la línea de inyección hacia las cámaras.

J.8 SISTEMA DE COLGAMIENTO DEL RISER Cuando las condiciones ambientales exceden los límites para una operación segura con el riser conectado, éste y el paquete inferior del riser marino se desconectan desde el conjunto de preventores y se pueden colgar hasta que mejoren las condiciones del tiempo. El riser desconectado se puede colgar desde el gancho, la araña, el nido del desviador o desde estructuras diseñadas especialmente. Las cargas dinámicas del riser en movimiento ascendente y descendente se deben considerar para asegurar que los componentes del sistema de colgamiento proporcionen la resistencia adecuada para soportar las cargas transversales y axiales impartidas por el riser suspendido sin ocasionar daño ya sea al riser o al sistema flotante.

3.1.4 OPERACIÓN DEL SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN La instalación eficiente y la recuperación subsecuente del riser y del conjunto de preventores son partes integrales del diseño del riser. El diseñador deberá tomar en cuenta tanto los procedimientos normales de instalación, operación y extracción, como los de desconexión de emergencia y de colgamiento empleados durante una tormenta. Todo sistema de perforación deberá contar con un manual de operación del riser, el cual contendrá la información que refleje su configuración actual, así como los rangos de presión interna y de colapso del riser y de las líneas integrales. Así mismo, debe contener los procedimientos de inspección y mantenimiento para cada uno de los componentes, los procedimientos para instalar y recuperar el riser, los límites de operación y los procedimientos de emergencia, etc., por si se presentara alguna contingencia.

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A. PREPARACIÓN DEL RISER ANTES DE INSTALARLO Antes de instalar un riser es necesario determinar su longitud, la cual es función del número de uniones del riser seleccionadas, de los componentes, etc., como se verá más adelante. También es necesario realizar una inspección del tubo del riser, de las líneas auxiliares y del equipo de flotación (si se utilizara), y asegurarse de que las líneas auxiliares estén afianzadas adecuadamente. También se recomienda verificar que los mecanismos de sello estén instalados, verificar la araña del riser para operaciones correctas, remover la caja y/o los pernos protectores e inspeccionar el agujero del riser y las líneas auxiliares para asegurarse de que no existen obstrucciones.

B. INSTALACIÓN DEL RISER Dentro de la industria, se utilizan muchos procedimientos seguros y eficientes para instalar un riser, la selección de un procedimiento particular puede depender del equipo especifico a bordo de la unidad de perforación, de la experiencia del personal o de la preferencia del operador. El sistema de riser marino debe estar instrumentado y ser monitoreado apropiadamente para asegurar un desempeño seguro y confiable. El grado de instrumentación debe ajustarse a la severidad de las condiciones ambientales y de operación. El personal de operación debe tener un conocimiento fundamental de las relaciones que afectan el desempeño del riser y entender los principios de operación del sistema de instrumentación. Los instrumentos de rutina para la supervisión del riser incluyen: indicadores del ángulo del riser, indicadores de la posición del agujero, manómetros de presión de los tensionadores y sistemas de televisión. Para un procedimiento típico de instalación, los siguientes pasos incluyen las operaciones más críticas. 

Antes de levantar los preventores de la estructura de la araña, los controles (de los preventores) deben colocarse en posición de instalación y debe verificarse el conector del riser. Los controles no deben operarse hasta que el conjunto esté en su posición de instalación determinada.



La primera sección del riser (generalmente dos tramos) arriba del conjunto de preventores debe ser lo suficientemente larga para permitir la instalación dentro del agua sin detenerse. Cuando el conjunto de preventores está en el agua, se amortigua su movimiento.

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

Las conexiones del riser se debe realizar de acuerdo a los procedimientos recomendados por el fabricante. Se debe verificar la conexión y precarga de cada acoplamiento antes de utilizarlo como un elemento de tensión. Las herramientas de conexión y desconexión deben calibrarse frecuentemente para proporcionar la precarga adecuada al acoplamiento del riser.



Asegúrese de que la araña del riser está colocada apropiadamente en su lugar y soportando el riser, antes de remover la herramienta correspondiente. Se debe considerar una araña amortiguada cuando se tengan momentos de pandeo considerables sobre el acoplamiento.



A medida que se van añadiendo tramos de riser a la sarta, se deben probar con presión a intervalos regulares las líneas de estrangular y de matar, así como las correspondientes líneas auxiliares (normalmente cada cinco tramos). Las líneas de matar y de estrangular se deben llenar con agua, mientras que las líneas del sistema de control se deben de llenar con fluido de control.



El número y longitudes correctas de los tramos cortos de riser se deben instalar de tal manera que, al nivel medio del mar, con el conjunto de preventores colocados sobre el cabezal, el barril exterior de la unión telescópica deberá estar lo suficientemente arriba de su media carrera para absorber la carrera causada por el movimiento de la unidad flotante.



La junta telescópica colocada en posición de mínima carrera y asegurada, debe estar en el último tramo de la sarta del riser y el barril exterior debe estar colgado de la araña. En la mayoría de los equipos, el conjunto de preventores se asienta con la junta telescópica en posición de mínima carrera y asegurada y la longitud adicional de la sarta la proporciona la instalación temporal de un tramo extra de riser (conocido como tramo de instalación) arriba de la junta telescópica. En algunos equipos, sin embargo, el desviador de flujo se instala en este punto de tal manera que la junta telescópica pueda ser liberada de sus seguros y extendida a toda su carrera hasta prepararse para instalar el conjunto de preventores en el fondo del mar. La zapata del barril interior y los seguros que sujetan la unión entre los barriles interior y exterior deben estar diseñados para soportar el peso flotado del conjunto de preventores y del riser, así como también de las cargas generadas por efectos dinámicos.



El riser, soportado por el gancho instalado en el tramo de instalación, se debe bajar lo suficiente para permitir que las líneas tensionadoras del riser sean afianzadas al barril exterior de la junta telescópica. Los tensionadores del riser se deben ajustar para reducir la carga al gancho mientras se soporta la junta telescópica. En este punto, el conjunto de preventores está en posición de ser instalado

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C. SUSPENSIÓN DE OPERACIONES CON EL RISER CONECTADO En caso de que las condiciones ambientales empeoren o que algún equipo falle, la operación de perforación debe suspenderse. Si la situación no es lo suficiente crítica para ordenar la desconexión del riser, entonces se recomienda llevar a cabo los siguientes pasos: a) Se debe monitorear el ángulo de la junta flexible, la compensación de la unidad flotante, el peso del fluido de perforación y la tensión del riser a bordo.

b) Si el ángulo medio de la junta flexible es superior a los 3 grados y no puede ser corregido mediante el ajuste de la tensión del riser y la compensación de la unidad flotante, entonces deben hacerse los preparativos para suspender cualquier tipo de operaciones que involucren el movimiento de la tubería dentro del pozo. c) Si las condiciones continúan empeorando, se debe llevar a cabo un proceso apropiado para permitir la desconexión controlada del riser. Un tensionador hidráulico puede fallar por el mal funcionamiento del sistema hidráulico o por el rompimiento de una línea tensionadora. Si un tensionador falla, el personal de operación debe seguir paso a paso un procedimiento planeado previamente. Típicamente, cuando un tensionador falla, se deben suspender inmediatamente las operaciones de perforación hasta que se hagan los ajustes de tal manera que se pueda continuar de manera segura. Se deben seguir los lineamientos descritos a continuación para determinar el curso de acción a seguir. a) Se deben continuar las operaciones de perforación, si es que se tiene capacidad disponible de las unidades restantes en servicio, después de aumentar los requerimientos de tensión. Siempre se debe mantener la suficiente tensión para absorber la pérdida repentina de tensión de un tensionador adicional sencillo o doble. b) Si no se pueden reunir los requerimientos delineados en el paso anterior, entonces se debe permanecer con las operaciones de perforación suspendidas y con el riser conectado al conjunto de preventores. Se debe dar la suficiente tensión a los tensionadores para prevenir el pandeo del riser mientras se previene la pérdida de un tensionador adicional. Si la capacidad de los tensionadores no es tal que se permita reunir estos requerimientos, entonces se debe circular el fluido de perforación del interior del riser para reducir la tensión requerida. c) Si las condiciones empeoran, entonces se debe desconectar y colgar o extraer el riser marino. 102

Otro problema que se presenta es la pérdida de flotación, la cual puede ser ocasionada por la fuga de aire de los contenedores o porque los módulos de espuma sintética están siendo operados a una profundidad diferente a la que fueron diseñados. La perdida de flotación produce una reducción en la tensión, lo cual incrementa el ángulo de la junta flexible y el esfuerzo de flexión. Si la situación que causa la suspensión de las operaciones de perforación se vuelve más severa, de tal forma que no pueda ser controlada adecuadamente, se implantará un procedimiento de desconexión.

D. DESCONEXIÓN DEL RISER El procedimiento de desconexión puede ser normal o de emergencia. En el procedimiento normal, el ángulo de la junta flexible inferior se debe monitorear. Ajustando la tensión y el posicionamiento, se intentará mantener muy bajo el ángulo de la junta flexible para facilitar la liberación del conector del riser y reducir la tensión a un valor ligeramente por encima del peso de colgamiento del riser y del paquete inferior del riser marino.

Si el tiempo lo permite, es preferible que el riser sea desconectado en el conector, permitiendo a los tensionadores del riser levantarlo por encima del conjunto de preventores. Después de desconectado, debe moverse la unidad flotante de la localización y deben aflojarse las líneas guía para prevenir el movimiento ascendente y descendente del riser y del paquete inferior del riser por encima de los preventores. Si las condiciones lo permiten, el riser y el paquete inferior del riser pueden retirarse y almacenarse en la unidad flotante. De otra manera, el riser debe subirse tanto como sea posible y colgarse. Una desconexión de emergencia se requeriría en el caso de un movimiento excesivo de la unidad flotante sobre el cabezal del pozo, o a veces en caso de un reventón. Después de la recuperación, el riser es enjuagado con agua dulce, inspeccionado visualmente, reparado y almacenado de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.

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Vehículo Operado Remotamente (ROV) A medida que la tecnología de aguas profundas se mejora, se tiene ROV mas que unos televisores, cámaras muy complejas, herramientas de uso múltiples muy indispensables en locaciones sin buzo. Hoy en día los ROV tienen la capacidad de: • Enviar fotos del conjunto de BOP a superficie. • Observar por flujo cuando se trabaja sin el Riser • Observación del cabezal de pozo • Observar y reportar la alineación vertical del riser y el conjunto de BOP • Actuar en el conjunto de BOP y cerrar rams cuando el equipo se movió de la locación, o mejor dicho asegurar el pozo (cierre en caliente).

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CONSIDERACIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION EN AGUAS PROFUNDAS Hay dos tipos principales de fluidos de perforación de alta mar: Fluidos base de agua (WBFs) y no acuosos fluidos de perforación (NAFs) que a menudo también se llaman sintéticos a base de líquidos (SBFs). La selección del fluido de perforación a utilizar depende de muchas variables, incluyendo la formación geológica, condiciones, la estabilidad del pozo, la temperatura y presión, lubricidad requerida, la densidad del lodo que se requiere, así como los factores que considera que la operación de perforación segura y ecológicamente racional. NAFS reduce los sólidos de perforación y los volúmenes de residuos líquidos, son más reciclables que WBFS, permitiendo la perforación sea mas rápida, reducir los problemas de perforación, permiten un mayor alcance extendido de perforación para acceder a más recursos con un menor número de instalaciones en alta mar, y el resultado general de los días los equipos de perforación que significa un menor número de reducción de las emisiones globales y los riesgos para la salud y la seguridad para el personal Cumplimiento de los recortes de perforación NAF: "En estas regulaciones definitivas, la EPA (Agencia de Protección Ambiental) apoya la tecnología de prevención de la contaminación por fomentar el uso adecuado de los fluidos de perforación a base de sintéticos (SBFs) sobre la base de el uso de fluidos tradicionales: (1) fluidos base agua (WBFS), y (2) fluidos de perforación base aceite (OBFs) que consisten en aceite diesel / o y aceite mineral. El uso apropiado de SBFs en lugar de WBFS generalmente el resultado a la perforación más eficiente y más rápida y una reducción a los impactos ambientales (incluidos los requisitos de energía) y los contaminantes vertidos. El uso de SBFs también puede conducir a una menor demanda de equipos de perforación nuevos, plataformas y perforación de pozo de desarrollo". Sin embargo, NAFs tienen limitaciones en comparación con el WBFs incluyendo costos más altos (especialmente si se pierden), una mayor eliminación y los problemas logísticos, el desplazamiento más difícil y la limpieza, problemas de compatibilidad de cemento, y las posibles incompatibilidades de registro A menudo WBFs Y NAFs se utilizan en la misma perforación así en el que el FAP se utiliza para perforar la sección superficial y la NAF se utiliza para perforaciones más profundas y al horizonte.

WBFs consisten principalmente en agua (~ 75%) mezclada con una variedad de aditivos químicos y barita para obtener las propiedades deseadas y la densidad. WBFs se ha demostrado que sólo han limitado efecto sobre el medio ambiente. La EPA de los EE.UU. ha evaluado las cuestiones ambientales en relación con WBFs y estableció directrices para la descarga de efluentes de WBFs La arcilla bentonita y son químicamente inertes y no tóxicos y los metales pesados (Ba, Cd, Zn y Pb) están obligados en minerales y tienen por tanto biodisponibilidad limitada.

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Las descargas al mar de WBFs se ha demostrado que afectan a los organismos bentónicos por asfixia a una distancia de aproximadamente 100 metros de la aprobación de la gestión y afectar a las especies la diversidad a 300 metros de la descarga. Sin embargo, los impactos que normalmente son de carácter temporal en la naturaleza. El NAFs están más agrupadas de acuerdo a su contenido de hidrocarburos aromáticos e incluyen las siguientes: Grupo I NAF (alto contenido aromático). Estos fueron los primeros en ser utilizados NAFS e incluyen diésel y con base de aceite mineral convencional. El hidrocarburo aromático policíclico (HAP) contenido en los fluidos de aceite diesel es típicamente de 2 a 4%. Debido a las preocupaciones sobre la toxicidad. Grupo II NAF (contenido aromático medio). Estos fluidos, llamado mineral de baja toxicidad Los fluidos a base de aceite (LTMBF), fueron desarrollados para atender las preocupaciones sobre el potencial toxicidad de los fluidos a base de diesel. El contenido de HAP de los fluidos de aceite diesel se reduce a menos de 0,35%. Grupo III NAF (menor a contenido de aromáticos insignificante). Estos líquidos son los más recientes generación de fluidos de perforación que incluyen aceites minerales altamente procesados producidos por las reacciones químicas de compuestos relativamente puros e incluyen hidrocarburos sintéticos (olefinas, parafinas y ésteres). Estos fluidos sintéticos son estables en condiciones de alta temperatura de fondo de pozo y son adaptables a las perforaciones en aguas profundas. El contenido de HAP es muy bajo (<0,001%). Grupo NAFs III tienen una baja toxicidad aguda. Grupo III Las descargas de recortes han producido hasta menos efectos sobre las comunidades bentónicas que los cortes de primera generación de lodo a base de aceite las descargas y los efectos se ven raramente más allá de 750 a 1500 pies de distancia de la descarga. Estudios han demostrado que en la mayoría de los casos, pero no todas, las comunidades bentónicas empezar a recuperarse dentro de un año de la descarga de perforación.

Hay varias opciones para la eliminación de los fluidos de perforación y los recortes y todas tienen sus ventajas y desventajas con respecto al impacto ambiental. Las principales consideraciones en la selección una opción de gestión de residuos son las características del medio ambiente, circunstancias operativas y los costos. Las tres principales opciones son las de descarga en alta mar, reinyección y la descarga en tierra.

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Aprobación de la gestión de alta mar. De descarga en alta mar es el menos costoso, complicado y operacionalmente más segura de las tres opciones El desarrollo reciente de más NAFS el medio ambiente ha llevado a cabo para reducir el impacto ambiental asociado al cumplimiento de los recortes de perforación de NAF y hacer que esta opción más aceptable en términos generales. Después de la separación de los sólidos arrastrados, los líquidos no son NAF dado de alta pero se reutilizan o se reciclan. De descarga en alta mar es a menudo crucial para el agua profunda eficiente la perforació exploratoria, debido a la gran distancia de la costa, la falta de instalaciones de eliminación en tierra y limitaciones técnicas en usar otras opciones de eliminación, tales como debajo de la superficie de re-inyección. La descarga en alta mar a menudo resulta en el menor impacto medioambiental global. Las alternativas a de descarga en alta mar vienen con un impacto ambiental adicional, más asociada del medio ambiente y personal de los riesgos de seguridad. Los impactos adicionales tienen que ver con el mayor nivel de manipulación, así como la energía necesaria para llevar a cabo las otras opciones de evacuación

Fluido de perforación / Cortes de reinyección. Otra opción para la eliminación de residuos de perforación se encuentra en el sitio recortes de reinyección. Este proceso implica el bombeo de líquidos y agua de mar diluida de recortes, que han sido molido en pequeñas partículas, en una formación subterránea que se ha fracturado. Hay que tener cuidado para que las partículas de lodo lo suficientemente pequeño que no fácilmente cancelar las fracturas en la formación del receptor. Fluidos inyectados están confinados en la recepción de formaciones, que han sido seleccionadas por su aislamiento geológico, y por consolidar la inyección. Los cortes se pueden inyectar a través del espacio anular del pozo siendo perforado o por medio de un dedicado o de doble uso y eliminación.

La inyección es un proceso complicado que requiere la evaluación de varias cuestiones. En primer lugar, un geológica formación se requiere que sea adecuado para el sellado de los cortes y no permitirá a emigrar en otras formaciones o en la superficie. Además, los tipos y cantidades de residuos, la superficie equipamiento y diseño bien e integridad debe ser considerado antes de la inyección se realiza. La investigación continúa para hacer mejoras para la inyección de recortes de ser más exitoso aplicación.

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Disposición en tierra. La tercera opción para la eliminación de fluidos de perforación es capturar y transportar a la costa para su eliminación. La consideración de cualquier opción de eliminación en tierra también debe incluir el examen de las operaciones en el mar asociados con la obtención de los residuos de perforación a la orilla. Traer recortes a la costa requiere un uso extensivo de los buques de apoyo que producen emisiones a la atmósfera). Seguridad y los riesgos ambientales (potencial de un derrame) se han multiplicado sobre los de otras opciones, sobre todo en zonas de condiciones climáticas adversas. Puede haber problemas operativos o de continuidad del negocio con el manejo de grandes volúmenes de cortes si las operaciones de transporte se cerró debido a las inclemencias tiempo. La línea de base cero descargas operación utiliza "cajas de recortes", que tienen 15 a 20 barriles de residuos sólidos o líquidos y debe ser levantado con una grúa de 10 a 15 veces durante cada ciclo. Los recientes avances en la manipulación a granel de residuos de perforación puede ser factible donde la unidad de perforación es lo suficientemente grande como para justificar los vasos de manipulación a granel. Una vez en tierra hay varias opciones para el tratamiento, reciclado y eliminación de residuos de perforación. Estas opciones incluyen la eliminación en vertederos (si se utilizaron WBFS), la estabilización / solidificación, biorremediación y las tecnologías de tratamiento térmico, como la desorción térmica y la incineración, si NAFs se utilizan. La viabilidad de cada una de estas opciones dependerá de una evaluación de la las condiciones ambientales, componentes de los residuos de perforación, regulaciones, limitaciones operativas y factores económicos. Como con otras opciones, la eliminación de tierra no puede ser una o técnicamente opción económicamente viable y la selección debe ser evaluada sobre una base caso por caso.

PRESAS DE LODO: a) Cuatro (4) presas de lodo con cuatro agitadores marca Ligthin modelo 75 Q20, motores de 20 H.P. cada una y pistolas de fondo marca Demco . Capacidades: Presa no. 1

400 Bls.

Presa no. 2

400 Bls.

Presa no. 3

291 Bls.

Presa no. 4

400 Bls.

b) Un tanque de viajes con bomba de transferencia marca Missión 4 X 3”. c) Tanques de asentamiento y tratamiento de sólidos con capacidad para 200 Bls.

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DESCONEXIÓN DE EMERGENCIA DEL RISER Se deberían preparar planes de contingencia para aquellos eventos que justificarían la desconexión de emergencia del riser. Los procedimientos deberían requerir que el pozo esté asegurado y el riser esté desconectado antes de que se haga algún daño a la cabeza de pozo, los equipos de perforación, el conjunto del preventor de reventones, el Conjunto Inferior del Tubo Vertical Marino (LMRP), la junta flexible, la escotilla de perforación (moonpool) o tensionadores del riser. Se debería recordar que el sistema del riser tiene un tremendo potencial de culatear (sacudirse) por la energía que está almacenada en los cilindros y cables del tensionador, y de la energía de tensión del riser mismo. En un riser de 6.000 pies (1828,71 m), 21” x 5/8” (533,4 mm x 16,88 mm) el estiramiento puede ser tanto como 5 pies (1,5 m). Se deben tomar las provisiones para disipar esa energía.

La secuencia y la sincronización de los procedimientos de desconexión son críticos. A continuación tenemos un procedimiento general para la desconexión: 1. Colgar la tubería de perforación en los rams. 2. Cortar la tubería de perforación. 3. Sellar el pozo. 4. Desconectar el LMRP. 5. Limpiar el preventor de reventones con el LMRP. 6. Disipar cualquier energía que está en el riser / sistema de tensión del riser. 7. Capturar el riser de manera segura.

Se deberían colocar a la vista los procedimientosde desconexión para lo siguiente:  Operaciones normales de perforación  El bit está encima del conjunto del preventor de reventones.  La tubería de perforación están en el conjunto.  El BHA están en el BOP.  Las situaciones donde hay que controlar el pozo  El casing está en el preventor de reventones.

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CAPITULO 6 PRUEBAS DE PERFORABILIDAD

CAPITULO 6

Prueba de Perforabilidad La prueba de perforabilidad es un procedimiento sencillo y práctico que fue propuesto por Lubinski (1). Tiene muy poco impacto o ningún impacto en el tiempo del equipo y los resultados son Inmediatos. El objetivo es encontrar la combinación de WOB y RPM que produzcan la mayorvelocidad de Perforación. Todo lo que requiere es un reloj con un segundero, el listado de tubería que entra al pozo (detalle de tubería) y un lápiz.

OPERACIONES BASICAS DE PERFORACION

CAPITULO 6

Procedimiento de la Prueba de Perforabilidad

1. Determine el peso en la barrena máximo que se puede aplicar dado el tamaño / tipo y herramienta de fondo de su barrena. 2. Seleccione tres RPM’s a las cuales va a realizar la prueba. 3. Pídale al perforador que aplique la primera velocidad de rotación RPM y que gradualmente lleve el peso sobre la barrena hasta el máximo recomendado. Si el peso sobre la barrena máximo no se alcanza antes de que se presenten niveles elevados de torque o de vibración, entonces acepte un peso sobre barrena más reducido. Pídale al perforador que asegure el freno del tambor y que permita que el peso colocado sobre la barrena se disipe al perforar. Anote el tiempo que necesitó para llegar reducir cada 2 Klb en el peso.


CAPITULO 6

El menor tiempo requerido para avanzar descargando 2 Klbs será el peso sobre la barrena que dará la mayor velocidad de Perforación con la respectiva velocidad de rotación, RPM . 1. Una vez que se completen las pruebas, revise con los datos de choque MWD basados en el tiempo (si están disponibles) para ver si existían condiciones de perforación inestables para alguna Combinación en particular de peso sobre la barrena y RPM’ Con base en la prueba de perforabilidad y los datos seleccione el peso en la barrena y RPM óptimos.


CAPITULO 6

Objetivos de la Sesión Al final de esta sesión de capacitación, usted podrá:  Hacer una lista de los diferentes tipos de barrenas.  Describir los mecanismos de falla de diferentes rocas.  Describir la clasificación de barrenas de la IADC (International Association of DrillingContractors) y el código de evaluación de barrenas desgastadas.  Describir el efecto del cambio en el peso sobre la barrena, rpm, diámetro del pozo, peso del lodo y contenido de sólidos sobre el desempeño de la barrena.  Realizar los estudios económicos respecto a la barrena.  Seleccionar barrenas basado en datos de pozo vecino.  Interpretar las pruebas de perforabilidad.



CAPITULO 7

PLAN DE RESPUESTA A MERGENCIAS

PRE-COMPLETO

PLAN DE RESPUESTA A EMERGENCIAS

Con el propósito fundamental de preservar la vida de los trabajadores de la industria petrolera en México es necesario planear y adiestrar a todos ellos en el uso del equipo de emergencia y los pasos a seguir al presentarse una contingencia. Es indispensable que se efectúen periódicamente las prácticas de simulacro para contingencias mayores, tales como:  Incendio  Descontrol de pozo  H2S  Abandono de Equipo ( fenómenos naturales) En caso de ocurrir cualquiera de estos eventos su participación es muy importante, pero debe ser bajo un procedimiento previamente establecido y para el cual esté autorizado a participar. Para ello usted será responsable de: 

Conocer las claves de alarma de la instalación.



Conocer cual será su función en una emergencia.



Conocer la línea de mando.



Que son las estaciones de conteo y donde se ubican.



Conocer las rutas de evacuación.



Participar en todos los simulacros que se le indiquen.


PRE-COMPLETO ¿Qué es un siniestro? Se considera siniestro a todo evento, ya sea de origen natural o artificial, que ponga en riesgo la vida de los seres humanos, así como de sus espacios y pertenencias

Siniestro artificial Son los siniestros provocados accidentales o intencionalmente por el hombre, como incendios, explosiones, derrames o fugas de gases tóxicos, químicos, amenazas de bomba, sabotajes, etcétera. Siniestro natural Son los siniestros causados por la naturaleza, como los sismos, huracanes, inundaciones, deslaves, etcétera EVACUACIÓN

Es el conjunto de medidas preventivas que realizan ANTES, DURANTE y DESPUÉS de una emergencia, cuyo objetivo es el desalojo de los espacios en que se corre peligro hacia zonas de mayor seguridad. Rutas de evacuación Son las rutas diseñadas específicamente para lograr el desalojo seguro y rápido de las personas, de una zona de riesgo a una zona de seguridad Zonas de seguridad Son las áreas previamente establecidas como puntos de reunión, donde las personas evacuadas no corren ningún peligro Simulacros de evacuación Son todas aquellas actividades, a manera de ensayos, cuya finalidad principal es la de instruir a la comunidad LABORAL para actuar de manera eficiente ante cualquier siniestro ó contingencia que se presente


PRE-COMPLETO

ANTES • Conocer las rutas de evacuación de todos los edificios. • Identificar las salidas principales. • Ubicar las zonas de seguridad que correspondan a cada edificio. • Conocer las medidas preventivas sugeridas por el Comité de Protección Civil. DURANTE • Ante todo, guarda la calma. • Ayudar a tranquilizar a los que se encuentran a su alrededor. • Al evacuar el área recuerda: NO CORRER NO GRITAR NO EMPUJAR • Cuando sea por sismo, no apresurarse al salir, ya que sólo dura unos segundos y es posible que termine antes de haberlo logrado. DESPUÉS • Ya en la zona de seguridad, verificar que no haya lesionados. • Conservar la calma y esperar indicaciones del personal capacitado. • No abandonar el área de seguridad. • No propagar rumores.

Brigada de evacuación Es el equipo de personas capacitadas para apoyar a la comunidad en la evacuación de Las instalaciones o de cualquier área de riesgo durante los siniestros o contingencias Actividades del jefe o encargado • • • • • • • • •

Coordinarse con el Comité de l. Organizar las brigadas. Coordinar a los jefes de piso. Definir la necesidad de ayuda exterior. Reportar al coordinador de brigadas. Coordinar las acciones de evacuación del piso que le corresponde. Emitir la señal de alarma. Reunir a las personas en la zona de seguridad. Reportar al jefe de edificio.


PRE-COMPLETO Actividades del brigadista • Guiar a las personas por las rutas de evacuación, hasta la zona de seguridad. • Apoyar en las incidencias presentadas durante la evacuación de la instalacion. Reportar al jefe de piso. • Guardar la calma en todo momento. • Tomar el control de la situación. • Coordinar la salida de las personas que se ubiquen en el área correspondiente, indicándoles la ruta de evacuación que conduzca a la zona de seguridad más próxima. • Indicar constantemente a la personas que NO CORRAN, NO GRITEN y NO EMPUJEN. • Al llegar a la zona de seguridad, mantener al grupo unido y verificar el estado físico y emocional de las personas. • Reportar al jefe de piso.


PRE-COMPLETO

Presencia de H2S SISTEMAS AUTOMÁTICOS DE ALARMA POR DETECCIÓN DE FUEGO Y/O POR ATMÓSFERAS RIESGOSAS. “SAAFAR”

Claves de alarma por H2S: Luces  VERDE: encendida significa que el sistema de sensores e instalación eléctrica está trabajando y que no tiene alguna falla. Si está apagada significa que el equipo tiene una anomalía o está fuera de servicio.  AZUL: parpadeando significa que existe presencia de H2S de 10 PPM o mayor. A 20 PPM o más, habrá también un repiqueteo de la alarma con timbres largos.  ÁMBAR: parpadeando significa que el limite de explosividad está en 20% o mas. En este momento habrá también una alarma sonora tipo sirena de policía. Verde Rojo Amarillo Azul Blanco Violeta

Condición normal Fuego Gas combustible Gas tóxico Derrame de producto o abandono (plataforma) Hombre al agua

Estas claves pueden variar por lo que deberá preguntar en su centro de trabajo cual es el código de colores aplicable. NRF-011-PEMEX-2002 CAMBIO A NRF-210-PEMEX-2008


PRE-COMPLETO

Estaciones de conteo y rutas de escape

Ante la eventualidad de la presencia de gas H 2S en el lugar; existen 3 tipos de condiciones que debemos conocer: 1. Condición 1: H2S entre 10 y 19 PPM, peligro moderado para la vida y la salud. 2. Condición 2: H2S entre 20 y 50 PPM, peligro potencial para la vida. 3. Condición 3: H2S mayor a 50 PPM, peligro extremo para la vida.


PRE-COMPLETO

Plan de emergencia

Ante una condición 1 o 2 sus actividades como contratista o visita son:     

Interrumpa sus actividades y diríjase a la zona de conteo. Trate de identificar el origen de la fuga. Si para llegar a la zona de conteo debe usted pasar por el lugar de la fuga póngase inmediatamente su equipo de aire autónomo. Camine, no corra. Espere instrucciones de su supervisor de seguridad responsable de la instalación.


PRE-COMPLETO

CONDICIONES CLIMATOLOGICAS ADVERSAS TORMENTAS ELECTRICAS Esto es lo que pueden hacer usted y su familia para prepararse: Antes de que comiencen los rayos. . .  



No deje de mirar el cielo. Observe si el cielo se oscurece, si hay relámpagos o si el viento cobra fuerza. Escuche si hay truenos. Si Ud. puede escuchar los truenos, Ud. está lo suficientemente cerca de la tormenta como para que le alcance un rayo. Diríjase inmediatamente a un lugar seguro. Sintonice la radio que transmite información meteorológica o reportes de Protección Civil.

Si se acerca la tormenta. . .  





Busque refugio dentro de un edificio o de un automóvil. Mantenga las ventanas cerradas y evite los automóviles convertibles. Las líneas de teléfono y las cañerías de metal pueden conducir electricidad. Desenchufe los electrodomésticos. Evite usar el teléfono y los electrodomésticos. (El dejar las luces prendidas, sin embargo, no aumenta el riesgo de que su casa sea alcanzada por un rayo). Apague aparatos de alto consumo de energía eléctrica. La sobretensión ocasionada por los rayos puede dañarlos ocasionando la necesidad de reparaciones costosas. Cierre las cortinas y las persianas de las ventanas. Si los vidrios se quiebran debido a objetos lanzados por el viento, las persianas impedirán que los trozos de vidrio se dispersen dentro de su vivienda.

Si Ud. está a la intemperie. . .  

Si Ud. está en un bosque, refúgiese bajo los árboles más bajos. Si Ud. está navegando o nadando, diríjase inmediatamente a tierra firme y busque refugio.


PRE-COMPLETO

Después de que pase la tormenta. . .  

Manténgase alejado de las áreas afectadas por la tormenta. Escuche la radio para recibir información e instrucciones.

VIENTOS FUERTES

Consejos ante los vientos Fuertes:    

 



 

  

Aléjese de las playas y otros lugares bajos que puedan ser golpeados por los fuertes vientos, así como por el mar o los ríos. Cierre y asegure puertas y ventanas, especialmente las exteriores. Abra una de las ventanas o puertas de su casa, del lado opuesto al que sopla el viento, para equilibrar presiones. Guarde todos los objetos que puedan ser llevados por el viento tales como toldos, adornos, aparentes, muebles-semifijos, etc., ya que pueden convertirse en armas destructivas durante los vientos fuertes. No se proteja del viento en zonas próximas a muros, cercas o árboles. No salga de su casa o refugio durante los fuertes vientos, por el peligro de desprendimiento de cornisas u otros materiales ornamentales. Si trabaja en un edificio de oficinas, diríjase al sótano o a algún pasillo interior del piso mas próximo para realizar la evacuación, en caso de ser necesario. Absténgase de subir andamios y escaleras sin las debidas protecciones. Evite viajar por carretera, porque estará en peligro de ser alcanzado por escombros desprendidos, arrastrados por el viento; encontrar carreteras inundadas, etc. Si se encuentra viajando no se quede dentro de su coche, refúgiese en lugar seguro. No toque cables ni postes del tendido eléctrico. Procure contar con una reserva de agua potable así como de linterna y un equipo de radio con pilas de repuesto para ambos.

Recuerde: 



Las emisoras de radio y televisión le facilitarán información de la Comisión Nacional del Agua y de Protección Civil. Présteles atención. No propague rumores o informaciones exageradas sobre la situación.


PRE-COMPLETO

Esto es lo que Ud. puede hacer para prepararse ante tal emergencia. Sepa qué significan ADVERTENCIA y AVISO de huracán. 



ADVERTENCIA: Las condiciones de huracán son posibles en la zona especificada en la advertencia, normalmente dentro de las próximas 36 horas. AVISO: Las condiciones de huracán se pronostican en la zona especificada en el aviso, normalmente dentro de las próximas 24 horas.

Prepare un Plan familiar para desalojar su vivienda. 





Identifique con anticipación a dónde podría ir si le aconsejan que desaloje su vivienda. Elija varios lugares la casa de un amigo en otra ciudad, un motel o un refugio. Tenga a mano los números de teléfono de estos lugares así como un mapa de carreteras de su localidad. Usted pudiera necesitar tomar rutas alternativas o desconocidas si las carreteras principales están cerradas o congestionadas. Escuche en las emisoras o canales de televisión locales las instrucciones para el desalojamiento de las viviendas. Si le aconsejan desalojar su vivienda, ¡hágalo inmediatamente!

Reúna un botiquín de suministros para emergencias que contenga:      

Botiquín de primeros auxilios y medicamentos esenciales. Comida enlatada y un abrelatas. Al menos tres litros de agua por persona. Ropa de protección, impermeables, y ropa de cama o sacos de dormir. Radio a pilas, linterna y pilas de repuesto. Artículos especiales para bebés, ancianos, o familiares discapacitados.

Prepárese contra los vientos fuertes.  

Cierre persianas y cortinas, en caso de ruptura de cristales ayudan a que no se dispersen los fragmentos. Haga que los árboles resistan mejor el viento quitándoles las ramas enfermas o dañadas, luego quite estratégicamente algunas otras ramas para que el viento pueda soplar a través de ellas.


PRE-COMPLETO HURACANES Sepa qué hacer si emiten una ADVERTENCIA de huracán.  

   

Escuche en las emisoras de radio o canales de televisión locales la información de última hora sobre el Huracán. Prepárese para traer al interior los muebles de jardín, decoraciones u ornamentos exteriores, contenedores de basura, plantas colgantes y cualquier otra cosa que pueda ser arrastrada. Prepárese para cubrir todas las ventanas de su vivienda. Coloque cinta adhesiva evita que se dispersen los fragmentos de los cristales. Llene el tanque de gasolina de su automóvil. Coloque sujeciones con cable en techos y tejados cuya estructura sea débil. Revise el contenido de su botiquín para emergencias y almacene comida enlatada.

Identifique qué hacer si emiten un AVISO de huracán.   



Preste atención al consejo de las autoridades locales y abandone el lugar si le dicen que lo haga. Si no le aconsejan que desaloje su vivienda, quédese dentro, lejos de las ventanas. Sepa que, el "ojo" del Huracán es engañoso. La peor parte de la tormenta tendrá lugar una vez que el ojo pase por encima y los vientos soplen desde la dirección contraria. Los árboles, arbustos, edificios y otros objetos dañados por los primeros vientos pueden ser dañados o destrozados por los vientos secundarios. Si se encuentra con una carretera inundada, dé la vuelta y vaya por otro camino. Si se ve atrapado en una carretera inundada y las aguas ascienden rápidamente a su alrededor, salga de su auto y suba a un terreno más alto.

Sepa qué hacer una vez que el huracán a pasado.    

Continúe escuchando en la radio o canales de televisión locales las instrucciones que se emitan. Si tuvo que desalojar su vivienda, regrese a su hogar cuando las autoridades le informen que es seguro hacerlo. Inspeccione si su vivienda sufrió daños. Use linternas si está oscuro; evite el uso de velas.


HURCANES

PRE-COMPLETO

Los tornados ocurren en todos los continentes, pero son más comunes en Australia y en los Estados Unidos de América. Un tornado es una columna de aire en rotación violenta unida a una nube tormentosa (cumulonimbus). Se observa casi siempre como una nube en forma de embudo. Su vértice usualmente tiene un diámetro de varias decenas de metros y desarrolla vientos del orden de 150 a 400 Kilómetros por hora. Debido a la dinámica de su formación, el centro del embudo se caracteriza por tener una presión bastante baja. La dirección de traslación está gobernada por el movimiento de la nube madre pero, en la superficie de la tierra, el movimiento es errático, salteado, e impredecible.

¿Está Preparado Para un Tornado? Prepare Un Plan Para Su Hogar en Caso de un Tornado 

  

Identifique un lugar donde los miembros de su familia se puedan reunir si un tornado se dirige hacia su hogar. Puede ser el sótano, pero si no hay un sótano, el vestíbulo o un corredor central, el cuarto de baño o un closet en el piso más bajo. Mantenga el lugar despejado. Si usted está en un edificio alto pueda que no tenga tiempo para dirigirse la piso más bajo. Elija un vestíbulo o corredor en el centro del edificio. Aliste una caja de emergencia para tornados que contenga: o Botiquín de Primero Auxilios y Medicamentos Esenciales o Radio a pilas, linterna y pilas extra o Comida enlatada y abridor de latas o Agua embotellada o También incluya en la caja instrucciones escritas sobre cómo desconectar los servicios públicos de su hogar. o Realice ejercicios para casos de tornados periódicamente, para que todos sepan qué hacer cuando azote un tornado.


PRE-COMPLETO

Manténgase Informado de Los Avisos de Tornados Escuche las estaciones locales de radio y televisión para que sepa qué significa un AVISO y una ALARMA de tornado:  



Un AVISO de tornado significa que es posible que un tornado afecte su área. Una ALARMA de tornado significa que se ha observado un tornado y que puede estar dirigiéndose hacia su área. Diríjase a un lugar seguro inmediatamente. Generalmente los AVISOS o ALARMAS de tornado los emiten el condado o la parroquia.

Cuando Se Emite un AVISO de Tornado. . .  

Escuche las estaciones locales de radio y televisión para recibir actualizaciones sobre los pronósticos. Esté alerta a los cambios de tiempo. Basura o desperdicios llevados por el viento o el ruido de un tornado que se acerca puede servir de alerta. Muchas personas dicen que el sonido es semejante al de un tren de carga.

Cuando Se Emite Una ALARMA De Tornado. .. 





Si usted está dentro de su casa, vaya al lugar seguro que identificó para protegerse de los vidrios y otros objetos llevados por el viento. El tornado se puede estar acercando a su área. Si usted está en el exterior diríjase rápidamente al sótano de algún edificio sólido de la cercanía o póngase en el suelo en alguna zanja o en un terreno bajo. Si usted está en un automóvil o en una casa rodante, abandónelos rápidamente y diríjase a un lugar seguro (como en el punto anterior).

Después De Que Pase el Tornado. . .   

Manténgase alejado de los cables eléctricos caídos y manténgase alejado de la zona damnificada. Escuche la radio para recibir información e instrucciones. Use una linterna para inspeccionar su hogar y verificar daños.


PRE-COMPLETO NEVADAS

RECOMENDACIONES ANTE EL PELIGRO DE NEVADAS, HELADAS Y OLAS DE FRÍO:

A) ANTES DE LA LLEGADA DEL INVIERNO. Prepárese para una eventual situación de emergencia por "inclemencias invernales", tomando las medidas necesarias, que le ayuden a reducir los efectos de este tipo de riesgos: 



    

 

Almacene alimentos y combustibles. Calcule las cantidades necesarias para un período de aislamiento que le indique la experiencia, de acuerdo con la zona geográfica y como mínimo para una semana. Prepare un botiquín de primeros auxilios y aquellos medicamentos que usen permanente o esporádicamente todos o alguno de los miembros de la familia. Prepare ropa y calzado adecuado para estas inclemencias invernales. Controle todos aquellos puntos por donde haya contacto con el exterior: ventanas, puertas, etc. Revise tejados y bajantes de agua. No utilizar el carbón y el gas para las calefacciones. Si se vive en una zona rural propensa a quedar aislada en época de nieve, es necesario: tener a la mano provisiones mientras pasa la emergencia o evacuar la zona y buscar los albergues establecidos durante esta temporada, por el H. Ayuntamiento de su Municipio. Infórmate como medida de prevención del estado tiempo a través de los medios de comunicación.


PRE-COMPLETO B) DURANTE LA OLA DE FRÍO, NEVADAS Y HIELOS     

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Preste atención a las emisoras locales de radio o T.V. para obtener información del Centro Meteorológico o de Protección Civil. Si pasa mucho tiempo en el exterior lleve varias prendas ligeras y cálidas sobrepuestas Use guantes, bufanda o tapabocas. El peligro extremo se produce cuando hay ventisca, ya que hay una combinación de aire frío, nevadas y fuertes vientos, reduciendo la visibilidad al mínimo; consecuentemente, evite las salidas o desplazamientos en estos casos. Evite la entrada de aire extremadamente frío en los pulmones. Protéjase rostro y cabeza. Las personas de avanzada edad no deberán salir a la calle. El frío ejerce sobre el corazón una tensión extra. Si se realizan ejercicios físicos excesivos se corre el riesgo de sufrir un ataque cardíaco o dañar en exceso su organismo; procure evitarlo. Sólo utilice el teléfono para llamadas de urgencia. Consuma de manera racionada los víveres. Debe disponer de radio con pilas suficientes para estar informado de la evolución del tiempo. Tenga a mano velas, linternas y pilas. Tenga cuidado con el uso de las estufas de carbón, eléctricas y de gas. Tome precauciones para evitar el envenenamiento producido por braseros de carbón o estufas de leña o gas en lugares cerrados sin renovación de aire. Tenga a mano un extintor ante la posibilidad de incendio e instrúyase sobre su manejo. Desconecte todos los aparatos eléctricos que no sean necesarios. Mantenga una Llave de agua ligeramente abierta en casa, a fin de evitar la rotura por congelación de las tuberías. No propague rumores o informes exagerados sobre la "situación".


PRE-COMPLETO C) RECOMENDACIONES PARA LOS AUTOMOVILISTAS    

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Evite el viaje siempre que no sea necesario. Procure no viajar solo. Utilice, de ser posible, transporte público. Si va a emprender un viaje lleve en su coche radio, pala, cuerda, una linterna, ropa de abrigo y una manta. Infórmese a través del Centro de Meteorológico, Protección Civil Municipal o de la Dirección General de Protección Civil de los pronósticos del tiempo o condiciones que prevalecen en las zonas a las que va a desplazarse. A través de emisoras de radio locales pueden llegarle instrucciones acerca de posibles heladas o nevadas. Mantenga el contacto con ellas. Conozca antes de salir de viaje dónde se encuentran los lugares de refugio (albergues, hoteles de carretera, pueblos, etc.). Evite conducir de noche. Los peligros son más difíciles de detectar. Revise los frenos, neumáticos y sistemas de alumbrado y automotríz. Lleve el depósito de gasolina lleno. Reponga el líquido anticongelante y verifique las bujías. Si el temporal le sorprende dentro del coche y lejos de un pueblo, debe permanecer dentro de él, es un lugar seguro. No realice cambios bruscos de dirección. Conduzca sin brusquedades, con movimientos suaves de volante, avance con velocidad lenta. Si entra en una zona de hielos no pise el freno. Deje que el vehículo cruce la zona por su propia inercia.


INUNDACIONES

PRE-COMPLETO

Medidas Preventivas Qué hacer en caso de lluvias? Recomendaciones para la temporada de lluvias En cauces y barrancas antes de las lluvias    

No tires basura en las alcantarillas y barrancas No dejes solos a los niños pequeños. Si lo haces, informarle a algún vecino Guarda en una bolsa de plástico los documentos más importantes Ten disponible una lámpara de mano, un radio portátil con suficientes pilas para poder mantenerte informado  Refuerza los techos de tu casa  Determina previamente con vecinos y familiares el camino para llegar a la zona de menor riesgo, donde no te alcancen las aguas  Cuando te avisen que una inundación amenaza y puede afectar la zona donde vives, desconecta los servicios de luz y gas Durante las Lluvias  Si hay lluvia intensa, dirígete inmediatamente a las zonas altas definidas con anterioridad  No te acerques a postes o cables de electricidad  Procura no caminar por zonas inundadas, aunque el nivel de agua sea bajo, puede subir rápidamente y aumentar el peligro  Cuando te traslades, sólo lleva tus papeles importantes y ropa para abrigarte (chamarras, suéteres o impermeables )  El personal de la unidad de Protección Civil de la Delegación, te dará el apoyo necesario; se cuenta con refugios temporales para familias que lo necesiten Después de las Lluvias  No regreses a la zona afectada hasta que las autoridades indiquen que no hay peligro  Al regresar revisa que no haya quedado dañada tu vivienda. Si tienes duda sobre el estado de tu casa, solicita apoyo de las autoridades delegaciones  Aléjate de casas y muros en peligro de derrumbarse  No tomes líquidos ni alimentos que hayan estado en contacto con el agua de la inundación


PRE-COMPLETO EXPOSICION UV 1. ¿Qué es la radiación ultravioleta? La radiación ultravioleta (Uv) es una forma de energía radiante que proviene del sol. Las diversas formas de radiación se clasifican según la longitud de onda medida en nanómetros (nm), que equivale a un millonésimo de milímetro. Cuanto más corta sea la longitud de onda, mayor energía tendrá la radiación. 2. ¿Cuántos tipos de radiación Uv hay? Existen tres categorías de radiación Uv: -Uv-A, entre 320 y 400 nm -Uv-B, entre 280 y 320 nm -Uv-C, entre 200 y 280 nm 3. ¿Qué tan nociva es la radiación ultravioleta? La radiación Uv-A es la menos nociva y la que llega en mayor cantidad a la Tierra. Casi todos los rayos Uv-A pasan a través de la capa de ozono. La radiación Uv-B puede ser muy nociva. La capa de ozono absorbe la mayor parte de los rayos Uv-B provenientes del sol. Sin embargo, el actual deterioro de la capa aumenta la amenaza de este tipo de radiación. La radiación Uv-C es la más nociva debido a su gran energía. Afortunadamente, el oxígeno y el ozono de la estratosfera absorben todos los rayos Uv-C, por lo cual nunca llegan a la superficie de la Tierra. 4. ¿Cómo afecta al ser humano la exposición a la radiación Uv-B? La exposición prolongada a la radiación Uv-B puede provocar cáncer a la piel y acelerar su envejecimiento; también puede provocar lesiones oculares y debilitar el sistema inmunológico humano.


PRE-COMPLETO 5. ¿Cómo afecta la exposición a la radiación Uv-B a plantas y animales? La exposición excesiva a los rayos Uv-B inhibe los procesos de crecimiento de casi todas las plantas. El agotamiento del ozono podría causar la pérdida de especies vegetales. En los animales domésticos la radiaciónUv-B puede producir cáncer. 6. ¿Existen otros factores, además del ozono estratosférico, que afectan la cantidad de radiación Uv que llega a la Tierra? Sí. Aunque la capa de ozono es la defensa principal y permanente contra la penetración de los rayos Uv existen otros factores que pueden causar efectos, tales como: -Latitud. La radiación es más intensa en la línea ecuatorial, dado que el ángulo de incidencia de los rayos del sol en la superficie de la Tierra es allí mucho más directo. -Estación. En el invierno la radiación solar recorre un trayecto más largo a través de la atmósfera para llegar a la superficie de la Tierra, por lo que tiene menor intensidad. -Hora del día. La mayor cantidad de radiación Uv llega a la Tierra alrededor del mediodía, cuando el sol se encuentra en su punto más elevado. -Altitud. El aire es más limpio en la cima de una montaña, por lo que ese lugar recibe más radiación Uv que los lugares situados a menor altitud. -Nubosidad. Una cubierta gruesa de nubes bloquea más rayos Uv que una nubosidad ligera. -Lluvia. Las lluvias reducen la cantidad de radiación Uv que se recibe. -Contaminación atmosférica. El smog urbano puede reducir la cantidad de rayos Uv que llegan a la Tierra. -Cubierta de la superficie terrestre. La nieve refleja hasta el 85 por ciento de la radiación Uv que recibe mientras el agua refleja sólo el 5 por ciento.


PRE-COMPLETO STRESS TERMICO FRIO La exposición laboral a ambientes fríos (cámaras frigoríficas, almacenes fríos, trabajos en el exterior, etc.) depende fundamentalmente de la temperatura del aire y de la velocidad del aire. El enfriamiento del cuerpo o de los miembros que quedan al descubierto puede originar hipotermia o su congelación. Es relativamente desconocido el sistema de valorar la magnitud del riesgo que supone el trabajo en ambientes fríos por lo que en este documento se informa de la tendencia actual al respecto, proporcionando una herramienta, que aunque todavía no es objeto de Norma, si que se ha estudiado por la International Standard Organización (ISO) en forma de documento de base (Technical Report. ISO TR 11079:1993 “Evaluation of cold environments. Determination of re quired clothing insulation. IREQ”). El cuerpo humano genera energía a través de numerosas reacciones bioquímicas cuya base son los compuestos que forman los alimentos y el oxígeno del aire inhalado. La energía que se crea se emplea en mantener las funciones vitales, realizar esfuerzos, movimientos, etc. Gran parte de esta energía desprendida es calorífica. El calor generado mantiene la temperatura del organismo constante siempre que se cumpla la ecuación del balance térmico (ver apartado Evaluación del riesgo por enfriamiento general del cuerpo). Cuando la potencia generada no puede disiparse en la cantidad necesaria, porque el ambiente es caluroso, la temperatura del cuerpo aumenta y se habla de riesgo de estrés térmico. Si por el contrario el flujo de calor cedido al ambiente es excesivo, la temperatura del cuerpo desciende y se dice que existe riesgo de estrés por frío. Se generan entonces una serie de mecanismos destinados a aumentar la generación interna de calor y disminuir su pérdida, entre ellos destacan el aumento involuntario de la actividad metabólica (tiritera) y la vasoconstricción. La tiritera implica la activación de los músculos con la correspondiente generación de energía acompañada de calor.


PRE-COMPLETO La vasoconstricción trata de disminuir el flujo de sangre a la superficie del cuerpo y dificultar así la disipación de calor al ambiente. Paradójicamente y debido a la vasoconstricción, los miembros mas alejados del núcleo central del organismo ven disminuido el flujo de sangre y por lo tanto del calor que ésta transporta, por lo que su temperatura desciende y existe riesgo de congelación en manos, pies, etc. Estos dos efectos principales del frío, descenso de la temperatura interna (hipotermia) y congelación de los miembros originan la subdivisión de las situaciones de estrés por frío en enfriamiento general del cuerpo y enfriamiento local de ciertas partes del cuerpo (extremidades, cara, etc.) Según la American Conference of Governmental industrial Hygienists (ACGIH), los efectos sufridos por el organismo cuando desciende su temperatura interna (enfriamiento general del cuerpo) son los que se muestran en la tabla 1.


PRE-COMPLETO Tabla 1. Situaciones clínicas progresivas de la hipotermia

Temperatura interna (°C)

Síntomas clínicos

37,6

Temperatura rectal normal

37

Temperatura oral normal

36

La relación metabólica aumenta en un intento de compensar la pérdida de calor

35

Tiritones de intensidad máxima

34

La victima se encuentra consciente y responde. Tiene la presión arterial normal

33

Fuerte hipotermia por debajo de esta temperatura

32 31

Consciencia disminuida. La tensión arterial se hace difícil de determinar. Las pupilas están dilatadas aunque reaccionan a la luz. Cesa el tiriteo

30 29

Pérdida progresiva de la consciencia. Aumenta la rigidez muscular. Resulta difícil determinar el pulso y la presión arterial. Disminuye la frecuencia respiratoria

28

Posible fibrilación ventricular

27

Cesa el movimiento voluntario. Las pupilas no reaccionan a la luz. Ausencia de reflejos tendinosos

26

Consciencia durante pocos momentos

25

Puede producirse fibrilación ventricular espontánea

24

Edema pulmonar

22 21

Riesgo máximo de fibrilación ventricular

20

Parada cardiaca

18

Hipotermia accidental mas baja para recuperar a la víctima

17

Electroencefalograma isoeléctrico

9

Hipotermia más baja simulada por enfriamiento para recuperar al paciente


CALOR

PRE-COMPLETO

El estrés por calor es el calentamiento del cuerpo provocado internamente por el uso de los músculos o externamente por el medio ambiente. Agotamiento por calor y ataque por calor resulta cuando el cuerpo es recalentado por calor. A medida que el calor aumenta, la temperatura del cuerpo y los latidos del corazón aumentan sin causar dolor. Un aumento de la temperatura normal del cuerpo en dos grados Fahrenheit puede afectar el funcionamiento de la cabeza. Aumento en cinco grados Fahrenheit de la temperatura del cuerpo puede resultar en efectos serios de salud o muerte. En tiempos de mucho calor, enfermedades relacionadas con el calor pueden ser la causa de otros tipos de lesiones, como ataque al corazón, caídas y accidentes con equipos.

La enfermedad más seria relacionada al calor es ataque o golpe por calor. Los síntomas son confusos, comportamiento irritado, convulsiones, estado de coma y la muerte. Mientras 20% de las víctimas por ataques del calor mueren sin diferencia en estado de salud y edad, los niños tienden a ser más susceptibles a tensión por calor que los adultos. En algunos casos, los efectos secundarios de ataque por calor son: sensibilidad al calor y varios niveles de daño al cerebro y los riñones.


PRE-COMPLETO Los elementos claves para controlar el estrés por el calor son: * Tomar un vaso con agua cada 15 a 30 minutos de actividad continua, dependiendo del calor y la humedad. Esta es la mejor manera de reemplazar la pérdida de líquido del cuerpo. * Evite bebidas alcohólicas y drogas, ya que las mismas pueden aumentar los efectos del calor. * Tome descansos para enfriarse. * Adapte el trabajo y la rapidez a las condiciones del tiempo. * Conocer las técnicas de primeros auxilios relacionadas a estrés por calor. Primeros auxilios en ataque por calor: * Mueva a la víctima a un sitio fresco. Quitarle la ropa pesada y dejarlo en ropa interior. * Enfríe a la víctima inmediatamente de cualquier manera. Por ejemplo, colocarle una bolsa de hielo en cualquier lugar donde la presión sanguinea es abundante (cuello, axila y entre las piernas). Toallas o sábanas mojadas también se pueden usar. La ropa se debe mantener mojada con agua fría. * Continúe enfriando a la víctima hasta que la temperatura del cuerpo baje a 102 grados Fahrenheit. * Mantenga la cabeza y los hombros de la víctima un poco levantados. * Busque asistencia médica inmediatamente. Todas las víctimas de ataque por el calor necesitan hospitalización. * Atender los ataques si éstos ocurren. * No use aspirina o acetaminophen. Primeros auxilios en agotamiento por calor: * Mueva a la víctima a un sitio fresco. * Mantenga a la víctima con las piernas estiradas y elevadas a unas 8-12 pulgadas. * Enfríe a la víctima colocando bolsas de hielo, toallas o ropa mojada. Ventile a la víctima. * Déle agua fría a la víctima si está consciente. * Si no hay recuperación en 30 minutos, busque atención médica.


PRE-COMPLETO


MANUAL DE AST

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INDICE INDICE.....................................................................................................

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PRÓLOGO.....................................................................................................

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OBJETIVOS....................................................................................................

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CAPITULO I INTRODUCCION AL AST 1.1. Introducción al AST................................................................................................. 1.2. Definición del AST................................................................................................. 1.3. Metodología………………....................................................................................

9 9 9

CAPITULO II OBJETIVO DE LA HERRAMIENTA 2.1.Objetivo de la Herramienta AST……................................................................. 2.2 Enfoque sistémico……....................................................................................... 2.3.Articulo.-3Y4delCap.IVdelRSH. De PEMEX………………..........................................................................................

11 11 12

CAPITULO III ALCANCE 3.1. Alcance…………………..................................................................................... 3.2. Análisis de riesgos............................................................................................... 3.3.Elementos de un sistema de administración de Riesgos............................................................................................................... . -2-

14 17 20

CAPITULO IV META CERO 4.1.Elementos Básicos de seguridad para la meta cero……………............................................................................................................. 21 . 4.2. La seguridad como una responsabilidad de la línea de 25 mando………………………………….......................................................................

CAPITULO V EL AST NOS PERMITE: ANALIZAR Y PLANEAR 5.1.Elementos Básicos de Administración………......................................................... 5.2. El Ciclo Deming………………….......................................................................

28 28

CAPITULO VI REGLAS DE ORO: COMO SE REALIZA Y CUANDO 6.1.Reglas de Oro……………………..………......................................................... 6.2. Como se realiza un AST…………....................................................................... 6.3 Cuando se realiza un AST……………………………………………………….

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CAPITULO VII FORMATO Y ROLES 7.1.Descripción del Formato AST…….………......................................................... 7.2. Rol del personal………………….......................................................................

35 36

CAPITULO VIII ERRORES Y CAMBIOS DE GUARDIA 8.1.Errores mas comunes en el desarrollo del AST......................................................... 38 8.2. Cambios de Guardia..……………....................................................................... 38

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PRÓLOGO Este manual fue elaborado con el propósito de implantar una Cultura de Analizar la Seguridad en el Trabajo y disponer de un comportamiento organizacional que, independientemente de los riesgos que cualquier Empresa presenta, logre que sus trabajadores desarrollen sus procesos de una manera segura y con éxito. Se necesita un cambio cultural que involucre a trabajadores, mandos medios y administradores; para ello, se requiere del desarrollo de un programa de capacitación que considere los diferentes procesos en los que están involucrados los trabajadores. Sólo así, se garantizará el mínimo necesario de conocimientos, para realizar la función que les fue encomend ada, sin descuidar los aspectos de seguridad industrial, dado que la vida humana es insustituible y nada es tan importante que justifique la ejecución de alguna actividad en condiciones inseguras.

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OBJETIVOS

 Difusión de la Herramienta Trabajo.

AST Análisis de la Seguridad en el

 Establecer y proporcionar la secuencia de actividades que deben seguir en el desarrollo de su trabajo, para lograr criterios uniformes y homogéneos en su área de responsabilidad.  Tener un conocimiento claro para cumplir sus propias responsabilidades y contribuir al éxito de su programa de seguridad, salud ocupacional y protección al ambiente.

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CAPITULO

I

INTRODUCCION AL ANALISIS DE LA SEGURIDAD EN EL TRABAJO.

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1.-INTRODUCCION AL AST Para ser eficaz, un entrenamiento de tareas requiere la aplicación de principios de entrenamiento adecuados. Esto es especialmente cierto si una organización busca empleados motivados y comprometidos con la obtención de calidad. La calidad en este caso se define como en hacer un trabajo “correctamente” la primera vez, y la única manera de hacer un trabajo “correctamente” es hacerlo de una manera segura. La calidad, la seguridad, y la productividad están relacionadas entre sí. Si no se pone atención en cualquiera de esos elementos durante el proceso de entrenamiento, se afectarán adversamente los elementos ignorados Para que una persona pueda realizar en forma eficiente el trabajo, es necesario que: a) Tenga los conocimientos técnicos que dicho trabajo contiene. b) Que haya aprendido y desarrollado las habilidades manuales que dicho trabajo ocasiona. c) Conozca los diferentes riesgos inherentes en cada etapa del trabajo. Por lo tanto, toda empresa que desea contar con un trabajador realmente productivo en su grupo, deberá asegurarse que todo lo anterior se cumpla.

1.2.-ANÁLISIS DE SEGURIDAD DE TRABAJO "ANÁLISIS DE SEGURIDAD EN EL TRABAJO", es un método para identificar los riesgos de accidentes potenciales relacionados con cada etapa de un trabajo y él desarrollo de soluciones que en alguna forma eliminen o controlen estos riesgos. Una vez conocidos los peligros, es posible desarrollar las soluciones adecuadas. Estas consistirán en la realización de cambios físicos que controlen el peligro, o en la adopción de procedimientos de trabajo que eliminen o reduzcan al mínimo el peligro. 1.3.-METODOLOGIA Los cuatros pasos básicos para la elaboración de un análisis de este tipo son los siguientes: 1. Seleccionar el trabajo que se va a analizar 2. Descomponerlo en pasos sucesivos 3. Identificar los peligros y los posibles accidentes 4. Establecer modos de eliminar peligros y de evitar posibles accidentes4 -8-

CAPITULO

II

OBJETIVO DE LA HERRAMIENTA.

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2.1.-Objetivo de la herramienta. La seguridad en el trabajo se puede expresar como un conjunto de técnicas que tienen por objeto el establecimiento de conductas individuales y colectivas adecuadas al diseño de las instalaciones, procesos, maquinarias, herramientas y equipos necesarios para la producción o el ejercicio de un trabajo; así como de los procedimientos y sistemas que permitan reducir los riesgos y evitar lesiones a los trabajadores, minimizar las perdidas económicas y daños a las empresas, así como promover el mas alto grado de bienestar físico, mental y social a los trabajadores. “El trabajo será mas humano y más digno en la medida en que tendamos a mejorar en lo cualitativo, el proceso del trabajo, así como las condiciones y el medio ambiente en que este se desarrolla”. Los conceptos de condiciones y medio ambiente de trabajo han implicado numerosas opiniones y dificultades en cuanto a su definición, contenido, extensión y fijación de límites, tanto así, que para muchos el concepto se establece en tres niveles. 2.2.-ENFOQUE SISTEMICO Se ha recalcado la necesidad y conveniencia de enfocar los problemas de seguridad e higiene de manera sistémica, es decir, a considerar que los riesgos de trabajo junto con sus causas, consecuencias y soluciones, son fenómenos dinámicos que influyen en el medio ambiente y que también reciben influencia de él. Este modelo tiene como principio el enfoque general de sistemas, así como el aporte de diferentes ciencias que demandan para su aplicación de equipos interdisciplinarios en la solución de la problemática de los riesgos de trabajo, la que es ocasionada por múltiples factores dentro de los cuales los más significativos son: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Los procedimientos inseguros de trabajo. Falta de orden y limpieza. Métodos de producción obsoletos. procesos, equipo, herramienta y maquinaria peligrosa. insuficiente capacitación y adiestramiento de los trabajadores. problemas de integración y funcionamiento operativo de las comisiones mixtas de seguridad e higiene. 7. manejo de los materiales. 8. inadecuada asignación del hombre a su puesto de trabajo. 9. inadecuada asignación de puesto al tipo de trabajador y sus características. 10. exposición a múltiples agentes contaminantes. - 10 -

11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23.

falta de revisión periódica del estado de salud de los trabajadores. incorrecta selección, uso y mantenimiento al equipo de protección personal. carencias de políticas y programas de seguridad para la empresa. falta de observancia de normas en materia de prevención de riesgos de trabajo. ausencia de una actitud cotidiana de seguridad ante el trabajo. excesivas cargas de trabajo. operaciones repetitivas. inadecuada organización del trabajo. falta de exámenes médicos de ingreso. ausencia de participación de los trabajadores. inadecuadas formas de supervisón. dificultades en la comunicación de órdenes. falta de coordinación entre áreas operativas, de mantenimiento, operación y servicios.

Con esta realidad, se observa necesario estudiar, corregir y prevenir los riesgos bajo un modelo integral de trabajo.

Antes de iniciar cualquier trabajo será necesario realizar un AST, la compañía contratista cargo del trabajo, lleva a cabo un AST para detectar los riesgos. que se puedan presentar durante la actividad a desarrollar, el EPP necesario a utilizar y establecer un procedimiento de trabajo para eliminar o reducir al mínimo los riesgos detectados. El resultado del AST deberá ser difundido entre todo el personal que ejecutará el trabajo firmando de enterados en el reverso del AST. Se realizarán tantos AST como el departamento de seguridad o el responsable del área donde se realice el trabajo lo crean necesario. El objetivo de llevar a cabo estos análisis es el detectar los riesgos potenciales a los cuales el personal se expondrá y determinar la manera de evitarlos. Todos los trabajos deberán tener su AST correspondiente antes de iniciarse y las medidas establecidas en el mismo deben cumplirse de forma obligatoria. . Ningún trabajo se debe llevar a cabo en planta sin contar con el permiso apropiado y el análisis de seguridad en el trabajo (AST) debidamente autorizados, y realizar con todo el grupo de trabajo un plática previa al inicio de actividades (Tool box meeting), donde se difunda a todos el resultado del AST y todos firmen de enterados. Al observar durante la ejecución del trabajo algún riesgo no detectado en el AST o alguna actividad extra no prevista en el AST por cualquiera de los trabajadores. Deberá - 11 -

pararse el trabajo y comunicarlo con el supervisor responsable de la actividad para replantear la actividad.

REGLAMENTO DE SEGURIDAD E HIGIENE DE PEMEX

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CAPITULO

III

ALCANCE.

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3.1.-ALCANCE. Durante los últimos cincuenta años las instalaciones petroleras han experimentado cambios de gran importancia. A medida que los avances tecnológicos han dado origen a la aparición de nuevos materiales, procesos e incluso nuevas instalaciones con gran tamaño. Este crecimiento, tanto en número como en capacidad de instalaciones y por lo tanto en número de personas pueden estar expuestos a las consecuencias de un accidente de gran magnitud. Esto a su vez, ha propiciado una toma de conciencia sobre los riesgos industriales que de algún modo ya se extiende al público en general. La administración en sus distintos niveles ha ido respondiendo a esta creciente sensibilidad social realizando un esfuerzo importante para regular las actividades de la industria en general y en particular de aquellas que pueden presentar un mayor riesgo. El nivel de accidentabilidad en las instalaciones petroleras posee un registro considerable. No es difícil construir, repasando recortes de prensa en las ultimas décadas, una relación de accidentes que han producido importantes perdidas, tanto humanas como materiales. Cada año suceden cientos de accidentes menores, a menudo sin que trascienda al público en general. Al costo de vidas humanas y materiales hay que añadir el debido a las paradas de producción y pérdidas por indemnizaciones por daños a terceros. A la vista de lo anterior, no es de extrañar el esfuerzo que la industria en general dedica a la administración de riesgos y la prevención de accidentes. La palabra riesgo suele usarse para indicar la posibilidad de sufrir perdidas o como una medida de pérdida económica o daño a las personas, expresada en función de la probabilidad del suceso y la magnitud de las consecuencias (risk),

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TABLA 1 ACCIDENTES MÁS IMPORTANTES DE PRODUCTOS QUIMICOS

ACCIDENTE

CONSECUENCIA

FLIXBOROUGH, INGLATERRA. 28 muertos y cientos de heridos. 1 de junio de 1974. Destrucción total de la instalación. En una planta de Nypro, la rotura de una tubería provoca la descarga de unas 80 ton de ciclohexano liquido y caliente. La nube resultante da origen a una explosión de gran poder destructivo.

SEVESO, ITALIA. 9 de julio de 1976. En una planta de ROCHE, una reacción química fuera de control provoca el venteo de un reactor. Liberándose una 2 ton de productos químicos a la atmósfera. Entre estos había dioxina

Fue preciso evacuar a mas de 1000 personas no hubo muertos como consecuencia directa del accidente, pero la dioxina afecto a muchas personas, se produjeron abortos espontáneos y contaminación al suelo.

CUBATAO, BRASIL. Al menos 500 muertos 25 de febrero de 1974. Un oleoducto sufre daños la gasolina que escapa se evapora y se inflama, dando lugar a una gran bola de fuego.

BHOPAL, INDIA 2500 muertos por envenenamiento 17 de diciembre de 1984. así como efectos a largo plazo. Se produce un escape de gas isocianato de metilo, área de 40 Km.

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Cualquier actividad humana por beneficiosa que sea conlleva ciertos riesgos particularizando en la Industria Petrolera, esta claro que, por muchas que sean las salvaguardas que se introduzcan, su actividad implica riesgo, que solo puede eliminarse a expensas de eliminar la industria. Puesto que es evidente que la industria es necesaria en el mundo actual, la cuestión se reduce a decidir cual es el nivel de riesgo aceptable en una instalación. La decisión, se complica aun más por el hecho de que los riesgos no se conozcan con la suficiente precisión, o que no se disponga de suficiente información sobre el riesgo lo que evidentemente dificulta la adopción de soluciones. Así, es bien conocido que la familiarización con una actividad peligrosa determinada reduce el nivel de riesgo. Parece claro que un cierto nivel de riesgo voluntario es asumido como parte de la manera de vivir por la mayoría de ciudadanos, como fumar o escalar montañas. Si aceptamos como premisa que es imposible la eliminación total del riesgo, persiste la pregunta básica: ¿cuánta seguridad implica suficientemente seguro? A pesar de ello la administración ha de emitir normas para la protección del público, autorizar un nuevo producto, limitar niveles de exposición en el medio ambiente y regular la eliminación de residuos. La incertidumbre existente implica que en algunos casos se legisla para proteger contra circunstancias extremadamente improbables. Para poder decidir sobre si un riesgo es o no aceptable, se requiere estimar de alguna forma su magnitud, lo que implica un análisis previo.

3.2.-ANÁLISIS DE RIESGOS Analizar riesgos significa desarrollar una estimación cuantitativa del nivel de riesgo potencial de una actividad, referida tanto a personas como a bienes materiales, en términos de la magnitud del daño y la probabilidad de que tenga lugar. El análisis de riesgo es una disciplina que combina la evaluación ingenieril del proceso con técnica matemáticas que permiten realizar estimaciones de frecuencias y consecuencias de accidentes. Los resultados del análisis de riesgos se utilizan para la toma de decisiones (administración de riesgos), ya sea mediante la jerarquización de las estrategias de reducción de riesgos o mediante la comparación con los niveles de riesgos fijados como objetivo en una determinada actividad. - 16 -

El análisis de riesgos permite, dentro de los niveles de incertidumbre asociados a cada tipo de análisis empleado y a los datos disponibles, cuantificar el potencial de accidentes existentes en una determinada instalación o proceso y supuesto que este se considere demasiado elevado, comparar las distintas alternativas de solución. Como es lógico, cada una de ellas implicara un coste económico diferente, que también debe ser tenido en cuenta en la decisión final. Llegados a este punto, conviene clarificar algunos conceptos. Para la identificación y jerarquización de riesgos se puede recurrir a los siguientes métodos, la selección de éstos depende del nivel de estudio de riesgo que corresponda a la actividad en particular, de acuerdo al diagrama señalado en el punto anterior: Lista de verificación. ¿Qué pasa sí? Análisis de Modo, Falla y Efecto (AMFE) HAZOP Árbol de fallas Como ya se ha expuesto, la primera etapa en los estudios de análisis de riesgos consiste en la identificación de los mismos. Los métodos existentes para lograr este objetivo difieren, tanto en su carácter cualitativo o cuantitativo como en su grado de sistematización. En todo caso, las técnicas formales de identificación de riesgos se han extendido y popularizado en los últimos años, hasta convertirse en moneda corriente en gran parte de la industria actual. En este aspecto la evolución de la mentalidad industrial ha sido muy notable, desde la aproximación tradicional a la identificación de riesgos. La identificación de riesgos es, de hecho, el paso más importante del análisis, puesto que cualquier riesgo cuya identificación sea omitida no puede ser objeto de estudio. De manera análoga, una vez identificado un riesgo importante, es probable que se tomen medidas para reducirlo, incluso si la evaluación cuantitativa posterior es defectuosa. En ocasiones, los riesgos son evidentes y no necesitan procedimientos especiales para ponerse de manifiesto. Este seria, por ejemplo, el caso de un reactor en el que se mezclan hidrocarburos y oxigeno cerca del intervalo de inflamabilidad. En otros casos los riesgos no son tan evidentes y se requiere un análisis de cierta profundidad para desentrañar la clase de accidentes que pueden tener lugar. En cualquier circunstancia, decir que una instalación determinada puede ocurrir una explosión, o un escape toxico no es suficiente, sino que requiere un estudio que indique cuales son los mecanismos o secuencias de acontecimientos por los que le accidente puede tener lugar, con el fin de obtener oportunidades de actuar sobre los mismos. El primer suceso de la cadena se conoce como suceso iniciador. Por lo general, entre el suceso iniciador y el accidente se encuentra una secuencia de hechos que incluye las respuestas del sistema y de los operadores, así como otros sucesos concurrentes. Todos estos factores se conocen como elementos del accidente. En figura 3 se muestran de manera esquemática algunos de los mas comunes. - 17 -

CIRCUNSTANCIAS PELIGROSAS

Almacenamiento de cantidades importantes de sustancias peligrosas

SUCESOS INICIADORES

CIRCUNSTANCIAS PROPAGADORAS

Fallos de maquinaria y equipo de proceso

Desvíos de parámetros de proceso

CIRCUNSTANCIAS MITIGANTES

CONSECUENCIAS DEL ACCIDENTE

Respuestas de seguridad

Fuegos, explosiones

FIG.3 ELEMENTOS DE LOS ACCIDENTES

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Las consecuencias del accidente variaran dependiendo de la evolución específica de la cadena de sucesos, es decir, de los elementos que dan origen al mismo. Así, un mismo suceso iniciador puede tener distintas consecuencias adversas (o no tenerlas), dependiendo de la combinación de sucesos intermedios de propagación o mitigación. La identificación y caracterización de riesgos puede y debe realizarse durante toda la vida de la instalación. Sin embargo, como se ha señalado anteriormente, cuanto antes comience, mayores son las ventajas que pueden esperarse en cuanto a la eficacia en la reducción del riesgo y en cuanto al coste de la seguridad instalada. Desde ese punto de vista, la identificación de riesgos en la fase de definición del proceso puede permitir eliminarlos o reducirlos mediante la selección de rutas que posean una mayor seguridad intrínseca por las condiciones del proceso en si, por los materiales y reactivos utilizados, por los niveles de inventario requeridos, etc. La identificación de riesgos continúa durante las etapas de diseño y construcción de la planta, en la puesta en marcha, durante la operación de la misma, en la realización de modificaciones a la planta, en las paradas periódicas y finalmente en el desmantelamiento, al término de la vida útil de la instalación. Cada fase puede requerir distinta profundidad de estudio y en algunos casos simples el análisis formal puede omitirse, pero las consideraciones de seguridad realizadas en análisis anteriores deben estar presentes. Los métodos comparativos se basan en la experiencia previa acumulada en un campo determinado, bien como registro de accidentes previos o compilados en la forma de códigos o listas de comprobación. Los índices de riesgo, aunque no suelen identificar peligros concretos, son útiles para señalar las áreas de mayor concertación de riesgo, que requieren un análisis más profundo o medidas suplementarias de seguridad.

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3.3 Los elementos principales de un programa de administración de riesgos.

TABLA 1. elementos de un sistema de administración de riesgos

Administración de riesgos           

Identificación de riesgos Análisis de consecuencias Evaluación del riesgo Entrenamiento de los trabajadores Control del diseño de modificaciones Procedimientos de operación Procedimientos de mantenimiento investigación de accidentes/incidentes Auditorias de seguridad Registro y archivo Planes de emergencia

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CAPITULO

IV II META CERO.

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4.1 ELEMENTOS BÁSICOS DE SEGURIDAD PARA LA META CERO. Aquí enumeramos los aspectos de la administración de la seguridad que son mas útiles para un programa dinámico de seguridad. Los analizaremos todos durante esta sesión de capacitación, estos elementos clave quizás ya lo estés tomado en cuenta sin embargo requieran afinarse, algunos elementos podrían no existir en tu lugar de trabajo. De hecho es posible que tus esfuerzos por mejorar la seguridad reciban muy poco apoyo. Pero aunque así sea, de todos modos tú puedes mejorar el desempeño en seguridad de tu área. Quizás no puedas cambiar la política de la compañía o de tu lugar de trabajo, pero si puedes incorporar muchos de estos aspectos básicos para desarrollar en forma mas segura tu trabajo. Los elementos básicos que describiremos mas adelante son:           

Compromiso de la gerencia. Organización en comités de seguridad. Responsabilidad de línea. Normas de desempeño. Auditorias. Comunicaciones. Capacitación en seguridad. Motivación. Metas y objetivos de seguridad. Investigación de los accidentes. Personal de seguridad servicial.

Compromiso de la gerencia.-este es el primer requisito en una buena administración de la seguridad, salud y medio ambiente. a menudo es la falta de compromiso lo que hace que un sistema de seguridad falle. Para que la seguridad sienta sus reales en toda una compañía u organización, la alta gerencia debe estar convencida que la seguridad es importante como:   

Los costos. La productividad. La calidad.

Organización.-el siguiente elemento básico de la administración de la seguridad es una organización que administre el esfuerzo a favor de la seguridad. Por lo general esa organización contiene una estructura formal de reuniones de seguridad. - 22 -

En una estructura que se apega a la organización, todo el mundo es responsable ante su jefe y responsable de sus subordinados. Tú eres crucial para tu organización. Las reuniones de seguridad se deben:     

Acoplarse a la organización de línea. Incluya a todos los trabajadores. Se reúnan en forma periódica. Coordinan el esfuerzo general de seguridad. Constituyan un flujo de información bidireccional.

Responsabilidad de línea.- debido a que el desempeño en seguridad de un empleado se ve influido de manera contundente por la forma en que percibe el enfoque de la seguridad por parte de su supervisor, es fundamental que tu demuestres, con tu actitud y tus acciones, que para ti la seguridad es tan importante como los demás aspectos del negocio. Estándares de desempeño.-para que los empleados trabajen en forma segura, se debe decirles como lograrlo. Sin instrucción, cada individuo decide sus propios métodos de trabajo y en ocasiones escoge una opción equivocada. Incluimos bajo el lineamiento de estándares de seguridad los siguientes:  Reglas y procedimientos de seguridad.  Procedimientos de operación.  Reglamentos de orden interno.  Estándares de diseño. Auditorias.-las investigaciones han demostrado que mas de 90 % de todas las lesiones y demás accidentes son el resultado de actos inseguros. Para alcanzar y mantener un buen desempeño en seguridad, se debe llevar a cabo inspecciones periódicas de la seguridad. Por medio de las inspecciones, se pueden:    

Identificar las causas posibles de lesiones y por ende eliminar las lesiones. Elevar las normas. Demostrar el compromiso con la seguridad. Influir en la conducta y la actitud de los trabajadores.

Comunicaciones.-en la organización debe existir una buena comunicación respecto a la seguridad, filosofía y normas entre otras. La seguridad es un tema que se debe discutir de manera rutinaria con todos los trabajadores, en grupo o con cada uno de la organización. La capacitación en seguridad, las reuniones de seguridad y la planeación del trabajo forman parte de las comunicaciones de seguridad y son oportunidades sobresalientes para que tú hagas patente el compromiso de la gerencia y el tuyo propio por mejorar el desempeño en seguridad. Así también, se escuchen las ideas y las preocupaciones de todos los trabajadores en general. - 23 -

Capacitación en seguridad.-la capacitación en seguridad es importante para todos los trabajadores de una organización por lo que se debe proporcionar entre otros a:   

Los trabajadores de nuevo ingreso. Todo empleado que haya sido transferido de otro lugar. El grupo de supervisón.

Por medio de la capacitación, se puede divulgar la información, actualizar las habilidades y fomentar y reforzar una actitud positiva ante la seguridad. Motivación.-con este aspecto se puede lograr que los trabajadores de una organización se sientan dispuestos a trabajar en forma segura y a cumplir con las normas de seguridad. Por tal razón se debe poner en práctica lo siguiente:    

Escuchar sugerencias. Poner en práctica ideas sugeridas. Felicitar a cualquier trabajador por su desempeño en la seguridad. Dar observaciones o recomendaciones.

Metas y objetivos de seguridad.-como debes saber por experiencia, los objetivos son necesarios para estimular el cumplimiento. En un programa de seguridad, la gerencia debe establecer metas a largo plazo y objetivos a corto plazo para poder mejorar el desempeño. Al igual que la alta gerencia, tú debes formular tus propios planes y estrategias para cumplir los objetivos de seguridad establecidos. En un buen programa de seguridad, tú debes ser responsable de cumplir con los lineamientos de la organización con la finalidad de evitar accidentes. Investigación de accidentes.-una administración de la seguridad debe de incluir un sistema para informar e investigar a fondo las lesiones y los incidentes graves. Por medio de esas investigaciones, la gerencia puede determinar, eliminar las causas subyacentes de una lesión, con lo cual evitará que se produzcan lesiones similares. Personal de seguridad.- como sabrás a estas alturas, tú eres responsable de tu seguridad y de las instalaciones de tu organización y de las de tus clientes. No todas las organizaciones cuentan con un departamento de seguridad o un coordinador de seguridad. Si tu compañía la tiene aprovecha la experiencia interna de que dispones a través de su personal. La administración de la seguridad. la podríamos definir como la obtención de resultados de cero lesiones con la colaboración de las personas, mediante una dirección eficaz a través de una estructura adecuada. Los aspectos fundamentales de la administración como son los siguientes: - 24 -

La planeación. que consiste en elegir las metas y objetivos así como los procedimientos para alcanzarlos. La organización que es la estructuración de la empresa fijando niveles y áreas de trabajo con sus características, sus atribuciones y sus responsabilidades. La dirección. que consiste en un conjunto de hechos de efectos subjetivos y efectos materiales, del cual dependen la eficacia y resultados del conjunto de actividades y que unifica los factores psicológicos, sociológicos y normativos, para crear la aceptación de procedimientos y de división del trabajo. La integración. que comprende el establecimiento de los factores de desarrollo de las partes del grupo, incluyendo las funciones de selección, introducción y crecimiento de dichos factores. El control. que es la medición de resultados y permite comparar las sucesivas realizaciones, en diversas etapas, a fin de orientar las decisiones sobre el futuro. La seguridad es una parte de la administración moderna cuya función es proteger la integridad del hombre en su trabajo y mantenerlo como elemento activo.

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4.2 LA SEGURIDAD COMO UNA RESPONSABILIDAD DE LA LÍNEA DE MANDO

La habilidad de una empresa para administrar con éxito los riesgos de sus procesos depende de manera sustancial en la forma en que el personal esté motivado y acepte la seguridad como una responsabilidad de la línea de mando. Para que un esfuerzo en favor de la seguridad sea efectivo, la línea de mando debe aceptar la seguridad como una parte integral de cada trabajo del día a día, al grado de que cada empleado sea responsable de la seguridad de operar las instalaciones, A largo plazo, ningún otro planteamiento de la seguridad ha tenido éxito. La instalación más moderna del mundo desde un punto de vista tecnológico no será totalmente segura mientras que los individuos que la administran así como aquellos que la operan y mantienen no estén comprometidos y convencidos de mantener el lugar libre de incidentes y accidentes. Los elementos que se definen y analizan en este seminario han sido factores en la mayor parte de los principales incidentes de seguridad de los procesos. Nuestra intención es la de proporcionarte la información que pueda ayudarte a coordinar el sistema de tu lugar de trabajo para auditar esos elementos y para cumplir los requisitos de seguridad de los procesos. Un sistema efectivo de ASP debe garantizar que todos los elementos se encuentren presentes y se cumplan, Por medio de la capacitación, revisión, documentación y auditoria, un sistema de ASP garantiza que todo el personal involucrado en la operación comprenda y acepte su papel crucial en cuidar la seguridad de los procesos para controlar los riesgos. Responsabilidades clave en la ASP       

Establecer una política de Seguridad Definirla misión y la filosofía de seguridad de la Empresa. Establecer el principio de que la Seguridades una responsabilidad de la línea de la organización. Formular y comunicar políticas, principios y directrices de ASP. Comprometer recursos para implantar las políticas y las directrices de ASP y para sustentar el mejoramiento continuo de la seguridad de los procesos. Promover y fomentar una amplia participación de[ personal en las actividades de seguridad de los procesos, incluidos los operadores, los mecánicos, los técnicos, los ingenieros y los gerentes. Establecer una responsabilidad clara en alcanzar las metas y/u objetivos específicos en seguridad de los procesos.

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 

Verificar el nivel de cumplimiento de las políticas y de las directrices establecidas en la seguridad de los procesos, y llevar a cabo las medidas correctivas apropiadas. Participar personalmente en actividades que demuestren de manera visible el compromiso con la seguridad de los procesos.

El liderazgo y el compromiso visible de la Dirección y línea de mando conforman las bases de cualquier esfuerzo por mejorar la seguridad de los procesos. Aun cuando el liderazgo y la iniciativa se requieren en todos los niveles de una organización, es crucial que las gerencias altas e intermedias brinden un apoyo y un estímulo manifiestos. Las palabras por sí solas nunca bastan; el verdadero compromiso con un mejoramiento continuo de la seguridad de los procesos debe recibir el apoyo de acciones de la gerencia que confirmen las políticas y las metas de una empresa. Concepto de Dueño «Cada uno de nosotros en su área es responsable por todo lo que allí ocurre, incluyendo colegas, contratados, visitantes y la preservación de/ medio ambiente y los procesos". Cuando usted se siente realmente el "dueño" del área, esto significa que, cualquier persona (sea el liderazgo, sea subordinado), debe seguir los estándares de SSPA. En su área, usted es el responsable por garantizar que todas las personas, que entren y/ o permanezcan y/ o pasen y/ o realicen cualquier actividad, lo hagan según la estándares aplicables. La función del dueño de área es conocer su actividad, los peligros, los riesgos, los aspectos, los impactos y las personas. El dueño debe evaluar su área de trabajo antes de iniciar cualquier actividad (Auto Auditoria). El dueño es responsable por reportar los incidentes, las desviaciones y las pérdidas reales y potenciales, corregir o bloquear desviaciones y motivar las personas. Existen 9 requisitos cuando se ejerce el Concepto de Dueño: 1. Sentido de organización y utilización de los recursos que dispone 2. Sentido de orden, limpieza e higiene en toda su área 3. Conocer métodos y procesos de sus operaciones 4. Cumplimiento de procedimientos de forma continua y consistente 5. Preservar los equipos 6. Conocimiento de su actividad específica 7. Responsabilidad y compromiso en todo momento, tanto fuera como dentro del trabajo 8. Sentido de auto disciplina 9. Poner el Ejemplo.

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CAPITULO

V EL AST NOS PERMITE ANALIZAR Y PLANEAR.

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5.1.-ELEMENTOS BASICOS DE LA ADMINISTRACION

La planeación. Que consiste en elegir las metas y objetivos así como los procedimientos para alcanzarlos. La organización que es la estructuración de la empresa fijando niveles y áreas de trabajo con sus características, sus atribuciones y sus responsabilidades. La dirección. Que consiste en un conjunto de hechos de efectos subjetivos y efectos materiales, del cual dependen la eficacia y resultados del conjunto de actividades y que unifica los factores psicológicos, sociológicos y normativos, para crear la aceptación de procedimientos y de división del trabajo. La integración. Que comprende el establecimiento de los factores de desarrollo de las partes del grupo, incluyendo las funciones de selección, introducción y crecimiento de dichos factores. El control. Que es la medición de resultados y permite comparar las sucesivas realizaciones, en diversas etapas, a fin de orientar las decisiones sobre el futuro. La seguridad es una parte de la administración moderna cuya función es proteger la integridad del hombre en su trabajo y mantenerlo como elemento activo.

5.2.- EL CICLO DEMING

ACTUAR

VERFICAR

PLANEAR

HACER

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CAPITULO

VI REGLAS DE ORO: COMO SE REALIZA Y CUANDO SE REALIZA.

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6.1.-REGLAS DE ORO 1. Antes de elaborar un AST considere una evaluación presencial de las condiciones del lugar donde se efectuara el trabajo. 2. La cantidad de pasos no debe de exceder de 10. 3. Los riesgos deben de analizarse por cada uno de los pasos planteados. 4. Administre el riesgo del personal inexperto. 5. Estricta consideraciones, maniobras con cargas pesadas, probable contacto con energía peligrosa y material químico peligroso. 6. Identificar si existen actividades simultáneas en el trabajo. 7. Suspender o replantear el trabajo cuando se presente alguna condición o cambio significativo no previsto.

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6.2.-COMO SE REALIZA UN AST Forma de hacer un A.S.T Los cuatros pasos básicos para efectuar un A.S.T. son: 1) Seleccionar el trabajo que se va a analizar. 2) Dividir el trabajo en etapas sucesivas.

3) Identificar los riesgos de accidentes potenciales.

4) Desarrollar maneras de eliminar los riesgos de accidente potenciales. Analicemos estos cuatro pasos básicos. 1. Seleccionar el trabajo que se va analizar. Algunos trabajos son más peligrosos que otros. Algunos tienen historia de accidentes. Algunos los ejecutan trabajadores nuevos. Algunos se ejecutarán por primeras vez...etc. Debido a las diferencias entre, un trabajo y otro, se hace necesario establecer un criterio para determinar el orden para efectuar los A.S.Ts. 2. Dividir el trabajo en etapas sucesivas. En este punto el trabajo que se analiza debe dividirse en etapas que describan ordenadamente lo que se hace. No se debe detallar como se efectúan, mencionar los riesgos, ni describir precauciones. La razón para hacerlo así es la de no distraerse del objetivo y por lo tanto no omitir ninguna etapa del trabajo. Si se omite una etapa se pasará por alto los riesgos asociados a ella. Es importante entonces, no distraerse y hacer una relación exacta de todos los pasos del trabajo. LAS ETAPAS DEBEN ANOTARSE EN EL MISMO ORDEN EN QUE ACONTECEN 3. Identificación de los riesgos y los accidentes potenciales.

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Debe analizarse cada etapa en busca de los riesgos y accidentes potenciales asociados con ella. Este análisis exhaustivo debe identificar todos los riesgos, ya sea que formen parte del medio ambiente o de los procedimientos de trabajo. Una buena manera de identificarlos es analizarla etapa teniendo presente los tipos de accidentes posibles. Preguntarse por ejemplo: ¿Puede producirse un accidente por golpe? ¿Por contacto? ...etc. Esta forma de hacerlo aumenta la probabilidad de detectarlos todos. 4. Desarrollar maneras de eliminar los riesgos de accidentes potenciales. "NO BASTA CON IDENTIFICAR LOS RIESGOS, ES NECESARIO EVITARLOS" Hay cinco formas para desarrollar maneras de evitar riesgos: Encontrar una manera mejor de ejecutar el trabajo. Estudiar la posibilidad dé cambiar el procedimiento de trabajo. Estudiar los cambios del medio ambiente, si los cambios de procedimientos son insuficientes. Considerar métodos que permitan que el trabajo se haga lo menos frecuente posible. Verificar las soluciones por observación repetida mediante discusiones con el personal. Métodos usados para hacer un A.S.T.. Método de observación - Método de discusión - Método de recordar y comprobar a) El método de observación Consiste en observar el trabajo para establecer las etapas y determinar los accidentes potenciales asociados a cada una de ellas. Generalmente se necesita observar varias veces antes de completar la identificación de riesgos. Es conveniente observar a diferentes trabajadores ejecutar el trabajo, pues así se pueden notar diferencias importantes en las prácticas de trabajo. Ventaja de la observación Estimula las Ideas Ayuda al supervisor a aprender del trabajo Estimula el intercambio de ideas. Ayuda al supervisor a conocer a sus hombres. b) El método de discusión Requiere varios supervisores que dominen el trabajo. En la discusión se establecen las etapas básicas y luego los riesgos asociados a cada una. Cada supervisor aprovecha su propia experiencia; enseguida, la discusión gira en torno al desarrollo de soluciones. . - 33 -

Ventaja de la discusión Combina las experiencias y las ideas. Mejora la aceptación del A.S.T. , No espera que se tenga que hacer el trabajo para preparar el A.S.T (hay algunos que se efectúan con muy poca frecuencia). c) El método de recordar y comprobar El supervisor ejecuta un A.S.T. preliminar basado en su recuerdo del trabajo. Esta versión A.S.T. se comprueba luego mediante la observación y o discusión con trabajadores que ejecutan el trabajo o con otros supervisores. Su ventaja principal es la flexibilidad. Puede hacerse en trabajos que no es posible observar frecuentemente. Sólo produce resultados aceptables cuando el supervisor realiza una buena labor de comprobación de la versión preliminar. El método de recordar y comprobar no debe utilizarse en ningún casó, si alguno de los otros dos métodos es factible.

6.3.-CUANDO SE REALIZA (Importancia y uso del A.ST ) Como resultado de hacer A.S.T., los Supervisores aprenden más sobre los trabajos que supervisan. Cuando los trabajadores participan en el desarrollo del A.S.T. mejoran sus actitudes de seguridad. Se mejoran las condiciones del ambiente y los métodos de trabajo.

Los A.S.T: ayudan al Supervisor en el logro de los siguientes objetivos a) Análisis contínuo del trabajo que supervisa. b) Descubrimiento de los riesgos potenciales existentes en el trabajo. c) Descubrimiento de condiciones inseguras ocultas. d) Descubrimiento de procedimientos inadecuados de trabajo. e) Provee un medio de mejorar las relaciones armónicas con su personal para motivarlo en matera de Seguridad. f) Adiestramiento de los trabajadores en las diferentes operaciones. g) Estudio de las operaciones para mejorar métodos de trabajo. h) Investigación de accidentes

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CAPITULO

VII

FORMATO Y ROLES.

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7.1.- DESCRIPCION DEL FORMATO AST

NOMBREDELAACTIVIDAD:

UNIDAD OPERATIVADEPERFORACIÓN ANALISIS DESEGURIDAD DELTRABAJO

FECHA:

PERMISO DE TRABAJO CON RIESGO "SPPTR":

SI

PROCEDIMIENTOOPERATIVO:

ELABORADOPOR:

PROCEDIMIENTOS QUESALVAN VIDAS :

REVI SADO POR RESPONSABLE DEL TRABAJO M AN D O) :

EQUIPO/ TALLER:

). ( LÍ NEA DE

POZO:

EQUIPODEPROTECCIÓN PERSONAL/ ESPECIALRECOMENDADO:

SECUENCIADELOS PASOS DELTRABAJO

EQUIPO DE TRABAJO (

NO

MÁXIMAAUTORIDAD INSTALACIÓN:

RIESGOS POTENCIALES

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ADMINISTRACION / CONTROLDERIESGOS

7.2.-ROL DEL PERSONAL JEFATURAS Y JEFES DE SECCION  Implementar e implantar el procedimiento de AST.  Establecer, comunicar y dar seguimiento a los objetivos del AST.  Promover la capacitación de la metodología AST.  Otorgar reconocimientos al personal por el desempeño en el AST.  Establecer controles para verificar el progreso del programa. LINEA DE MANDO  Hacer cumplir el procedimiento de AST.  Establecer, comunicar y dar seguimiento a los objetivos del AST.  Promover la capacitación de la metodología AST.  Identificar y corregir cualquier anomalía en la aplicación del AST.  Participar en la elaboración del AST.  Instruir a los trabajadores.  Revisar la aplicación correcta del formato de AST.  Difundir el procedimiento. PROFESIONALES SSPA  Hacer cumplir el procedimiento de AST.  Asesorar y apoyar al equipo en la implantación de la metodología.  Auditar la aplicación del procedimiento AST.  Elaborar un análisis de las tendencias de las auditorias efectivas y elaborar reporte a su superior.  Verificar el estado de salud de los trabajadores, antes de iniciar las actividades.  Participar activamente en el desarrollo del procedimiento.  Revisar el equipo de protección personal. TRABAJADORES  Sin excepción, es obligación cumplir el procedimiento de AST.  Es obligación del trabajador exponer cualquier duda respecto a la aplicación del AST.  Los trabajadores en conjunto representan una gran experiencia.  Un supervisor debería tratar de beneficiarse con esta experiencia colectiva.  Al desarrollar un A.S.T., el supervisor debería discutir el trabajo con sus hombres y una vez terminado, hacer una revisión con el grupo. - 37 -





Otra razón para estimular la participación de los trabajadores es que el éxito final de una A.S.T. depende de la acogida que tenga entre quienes realizan el trabajo. Los trabajadores estarán más inclinados a seguir el A.S.T., si sienten que han contribuido en su confección. Es necesario recordar que algunas ideas sugeridas por el grupo de trabajo serán excelentes, pero también habrán otras de dudoso valor. El supervisor debe aplicar su criterio, al aceptar ideas que incluirá en el A.S.T.

CAPITULO

VIII

ERRORES Y CAMBIOS DE GUARDIA.

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8.1.-ERRORES MÁS COMUNES EN EL DESARROLLO DEL AST

1. No contar con el formato AST. 2. No revisar físicamente las condiciones del lugar antes de realizar el AST. 3. No tomar en cuenta la participación de todos los involucrados. 4. Dar la responsabilidad de actividades criticas al personal de nuevo ingreso. 5. Mantenerse cerrado o a la defensiva durante el análisis del trabajo. 6. No incluir a los contratistas en el análisis del trabajo. 7. Poca participación de los trabajadores de mayor experiencia. 8. No dar cumplimiento a los controles de los riesgos identificados. 9. No tomar en cuenta el conocimiento de los trabajadores. 10. Realizar la secuencia del trabajo en pocos pasos. 11. No analizar paso por paso la secuencia del trabajo. 12. No colocar el AST en el lugar de trabajo.

8.2.-CAMBIOS DE GUARDIA La naturaleza del trabajo especialmente el trabajo industrial y de servicio ha cambiado drásticamente en las últimas decenas de años. Los esquemas de trabajo nocturno y rotación de turnos se han hecho sentir acrecentándose cada vez mas con el paso del tiempo, manifestando una fuerte tendencia a incrementarse el índice de accidentes, razón por lo cual es necesario reflexionar y tratar de encontrar si no soluciones únicas, si directrices que ayuden al trabajador a protegerse y no ocasione daños a las instalaciones. Al Realizar el cambio de guardia o relevo en el área de la instalación debemos tomar en cuenta lo siguiente: Preguntar al trabajador saliente todas las actividades realizadas en la jornada. El trabajador saliente del turno, tiene la obligación de informar detalladamente al operador entrante de todas las actividades desarrolladas en la jornada que termina de forma verbal y escrita (en bitácora y con lista de verificación). - 39 -

El trabajador entrante tiene el compromiso de Revisar la bitácora del campo para verificar la información recibida de manera verbal por el operador saliente. Revisar, el operador entrante, físicamente la instalación de acuerdo a la bitácora y a lista de verificación. Estar pendiente, el operador, de las instrucciones de sus superiores.

Recuerda:

“Tu filosofía de seguridad debe convertirse en una forma de hábito”.

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Manual de Changos 2

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