SISTEMA DE ROTACION EN LA PERFORACION

FICHA DE INVESTIGACION DE TRABAJO DE INVESTIGACION Título: Sistema de perforación Rotaria Autor: Veizaga Flores Leonardo Fecha: 04/06/2016

Código de estudiante: 201308663 Carrera: Ingeniería Gas y Petróleo Asignatura: Perforación I Grupo: “A” Docente: Ing. Nelson Hurtado M. Periodo Académico: I/2016

Subsede: Santa Cruz – Bolivia

Copyright © (2016) por (LVF. – AIF. – HRO. – SREH. .). Todos los derechos reservados

RESUMEN: En el presente trabajo demostraremos las funciones del sistema rotario de perforación, las diferentes partes que la constituyen, la función específica de dichas partes, para así tener un conocimiento mucho más amplio del Sistema Rotario de Perforación. Como uno de los componentes principal tenemos la sarta de perforación cuya función es transmitir la potencia rotaria al trepano el cual ira perforando hasta la profundidad que se ha programado hasta la extracción de los hidrocarburos de carácter comercial

Palabras clave: perforación rotaria

ABSTRAC: In this work we demonstrate the functions Rotary drilling system , the different constituent parts , the specific role of these parties in order to have a much broader understanding of Rotary Drilling System . As one of the main components have the drillstring whose function is to transmit the rotary power to trepano which anger drilling to a depth that is scheduled to extraction of hydrocarbons commercial

Keywords : rotary drilling

Tabla de contenido 1

Introducción...................................................................................................................................................... 3

2

Objetivo General. ............................................................................................................................................. 4

2.1 3

Objetivos Específicos. ............................................................................................................... 4

Marco teórico. .................................................................................................................................................. 5

3.1

Evolución histórica ................................................................................................................... 5

3.2

Perforación Rotatoria ............................................................................................................... 6

3.3

Sistema de Potencia ................................................................................................................. 6

3.4

Sistema de Levantamiento ....................................................................................................... 7

3.4.1

Equipos de Soporte ............................................................................................................................. 7

3.5

Torre o Cabria ........................................................................................................................... 8

3.6

Corona ...................................................................................................................................... 8

3.7

Encuelladero............................................................................................................................. 9

3.8

Plataforma o piso del taladro ................................................................................................. 10

3.9

Consola del perforador .......................................................................................................... 11

3.10

Bloque Corona ........................................................................................................................ 12

3.11

Gancho ................................................................................................................................... 13

3.12

Cuñas ...................................................................................................................................... 14

3.13

Llave de Potencia ................................................................................................................... 15

3.14

Top Drive ................................................................................................................................ 16

3.15

Sistema de rotación o perforación. ........................................................................................ 16

3.15.1

Unión Giratoria (Swivel). ............................................................................................................. 18

3.15.2

Transmisión de la Rotaria (Rotary Drive). ................................................................................... 21

3.15.3

Mesa Rotaria (Rotary Table). ....................................................................................................... 21

3.15.4

SARTA DE PERFORACION. ..................................................................................................... 24

3.16

Técnicamente la sarta de perforación consta de dos partes: ................................................ 25

3.16.1

CONJUNTO DE TUBERIAS ...................................................................................................... 25

3.16.2

Arreglo De Fondo. ....................................................................................................................... 30

3.17

Otros Componentes De La Sarta. ........................................................................................... 42

3.17.1

Sustitutos (Sub). ........................................................................................................................... 42

3.17.2

Tijeras De Perforacion (Jar). ........................................................................................................ 42

3.17.3

Amortiguador De Vibraciones (Damping Sub). ........................................................................... 42

3.18

Factores Que Afectan Al Regimen De Penetracion. ............................................................... 42

Título: “Sistema de Perforación Rotaria” Autor: Veizaga L. – Ibáñez A. – Rivera H. – Siles E.

4

2

3.19

Tipo De Trepano. .................................................................................................................... 43

3.20

Caracteristicas De Formacion. ................................................................................................ 43

3.21

Propiedades Del Fluido De Perforacion. ................................................................................ 44

3.22

Peso Sobre El Trepano Y Velocidad Rotaria. .......................................................................... 44

3.23

Desgaste De Los Dientes Del Trepano.................................................................................... 45

3.24

Hidraulica De Las Boquillas. ................................................................................................... 45

3.25

Sistema de perforación con top drive ................................................................................... 45

3.26

Función del sistema top drive ................................................................................................ 46

3.27

Funciones Automatizadas. ..................................................................................................... 47

3.28

Funciones Manuales............................................................................................................... 47

3.29

Beneficios del uso sistema top drive y no un sistema convencional ..................................... 48

3.30

Componentes del sistema top drive ...................................................................................... 49

3.31

Cálculo De Capacidades (C) .................................................................................................... 51

3.32

Cálculo De Volúmenes............................................................................................................ 52

ANALISIS PRÁCTICO. ................................................................................................................................ 53

5. Conclusión. ......................................................................................................................................................... 55 6. Bibliografía ......................................................................................................................................................... 56

Asignatura: Perforación I Carrera: Ingeniería Gas y petróleo

Tabla de gráficos

Ilustración 1perforacion a percusión ........................................................................................... 5 Ilustración 2 corona ..................................................................................................................... 8 Ilustración 3encuelladero ............................................................................................................. 9 Ilustración 4 bloque corona ......................................................................................................... 9 Ilustración 5 Plataforma o piso del taladro ................................................................................ 10 Ilustración 6 Plataforma o piso del perforador .......................................................................... 11 Ilustración 7consola del perforador ........................................................................................... 12 Ilustración 8 Bloque corona ....................................................................................................... 13 Ilustración 9gancho.................................................................................................................... 13 Ilustración 10 cuñas ................................................................................................................... 14 Ilustración 11 instalación de cuñas ............................................................................................ 15 Ilustración 12 llave de potencia ................................................................................................. 15 Ilustración 13.1 union giratoria ................................................................................................. 18 Ilustración 14 Bloque Viajero (Travelling Block): ................................................................... 20 Ilustración 15 Rotary Drive: Transmisión hidráulica transmitida a la mesa rotaria .................. 21 Ilustración 16 Mesa Rotaria ....................................................................................................... 22 Ilustración 17Extracción de la tubería del hoyo cuando la tubería no está suspendida del gancho y esta tiende a sostenerse por cuñas .............................................................................. 22 Ilustración 18 Labrado antiderrapante en el piso de la torre ..................................................... 23 Ilustración 19 Esquema Grafico del Sistema Rotario ................................................................ 24 Ilustración 20 Principales Componentes De Una Sarta De Perforación ................................... 25 Ilustración 21cuadrante o vastago kelly .................................................................................... 26 Ilustración 22 Buje de transmisión del cuadrante ...................................................................... 28 Ilustración 23 buje maestro........................................................................................................ 28 Ilustración 24 Barra de sondeo pesada (heavy weight) ............................................................. 30 Ilustración 25 perforacion de un pozo direccional .................................................................... 35


2

Ilustración 26 trepano de diamante ............................................................................................ 36 Ilustración 27 componentes del trepano tricono ........................................................................ 38 Ilustración 28 numeración de los conos .................................................................................... 38 Ilustración 29 materiales de los trepanos triconos ..................................................................... 38 Ilustración 30 estructura de corte............................................................................................... 39 Ilustración 31estructura de corte con dientes de acero .............................................................. 39 Ilustración 32 estructura de corte de diamante .......................................................................... 40 Ilustración 33 estructura del trepano PDC ................................................................................. 40 Ilustración 34 vista frontal del trepano PDC ............................................................................. 41 Ilustración 35 agregado de cortadores PDC .............................................................................. 41 Ilustración 36 panel de perforación con sistema top drive ....................................................... 50



3

Introducción. El sistema de rotación del taladro tiene como primordial función hacer girar el elemento cortante situado en el extremo de la sarta, a fin de penetrar la corteza terrestre. El sistema rotatorio es parte esencial del taladro o equipo de perforación. Es aquel que hace girar la sarta de perforación y permite el avance de la mecha desde la superficie hasta la profundidad programada. La perforación rotatoria se utilizó por primera vez en 1901, en el campo de Spindletop, cerca de Beaumont, Texas, descubierto por el capitán Anthony F. Lucas, pionero de la industria como explorador y sobresaliente ingeniero de minas y de petróleos. Este nuevo método de perforar trajo innovaciones que difieren radicalmente del sistema de perforación a percusión, que por tantos años había servido a la industria. El nuevo equipo de perforación fue recibido con cierto recelo por las viejas cuadrillas de perforación a percusión. Pero a la larga se impuso y, hasta hoy, no obstante los adelantos en sus componentes y nuevas técnicas de perforación, el principio básico de su funcionamiento es el mismo. Las innovaciones más marcadas fueron: el sistema de izaje, el sistema de circulación del fluido de perforación y los elementos componentes de la sarta de perforación.



4

OBJETIVOS Objetivo General. 

Conocer detalladamente la función de la perforación rotaria, que es lo que hace girar a los diferentes quipos de perforación hasta lograr la profundidad programada de la perforación para la extracción de los hidrocarburos comerciales.

Objetivos Específicos. 

Detallar el sistema rotario o de perforación



Describir toda la función que cumple la sarta de perforación, y todo el equipo por el que está compuesto.



Analizar la fuerza de torsión o rotación que hace girar a toda la columna de perforación la cual trasmite su potencia hacia el trepano para la perforación del dicho pozo.



1 1.1

5

Marco teórico. Evolución histórica

Perforación a Percusión 

Método original de perforación.



Constituido por una herramienta puntiaguda. Se enroscaban barras de acero para darle peso, rigidez y estabilidad.



Las herramientas se hacían subir cierta distancia para luego dejarlas caer repetidas veces sobre la roca.



Para extraer el ripio se sacaba la sarta de perforación, se agregaba agua y se introducía un achicador.



Este método de perforación no tenía forma de control de presiones.

Ilustración 1perforacion a percusión



1.2

6

Perforación Rotatoria

La perforación rotatoria se utilizó por primera vez en 1901, en el campo de Spindletop, Texas, descubierto por el Capitán Anthony F. Lucas, pionero de la industria como explorador y sobresaliente ingeniero de minas y de petróleos. Las innovaciones más marcadas que este método trajo fueron: El sistema de izaje, el sistema de circulación de los fluidos de perforación y los elementos componentes de la sarta de perforación. Usado por primera vez en Venezuela en 1928 en Campo Quiriquire. Los sistemas que componen la perforación rotatoria convencional son:

1.3



Sistema de Potencia.



Sistema de Levantamiento.



Sistema Rotatorio.



Sistema de Circulación de lodo.



Sistema de Control de pozo y Seguridad.

Sistema de Potencia

Es el que genera la fuerza primaria, la cual debe ser suficiente para satisfacer las exigencias del sistema de levantamiento, del sistema rotatorio y el sistema de circulación de los fluidos de perforación. Está constituido generalmente por motores de combustión interna para suplir la fuerza o potencia que se requiere en el taladro. La transmisión de potencia puede ser mecánica, eléctrica y electromecánica.



1.4

7

Sistema de Levantamiento

Este sistema es esencial durante la perforación. Su función es sostener en el hoyo o extraer de él pesadas cargas de tubos, por lo cual se requiere un sistema de levantamiento robusto, con suficiente potencia, aplicación de velocidades adecuadas, frenos eficaces y mandos seguros que garanticen la realización de las operaciones sin riesgo para el personal y el equipo.

1.4.1

Equipos de Soporte



Torre o Cabria.



Corona.



Encuelladero.



Piso del Taladro.



Subestructura.



Consola del Perforador.



Equipos de Levantamiento



Malacate.



Bloque Corona.



Bloque Viajero



Gancho.



Cable de Perforación.



Cuñas.



Llave de Potencia





1.5

8

Top Drive

Torre o Cabria

Es la que proporciona soporte a la corona y al bloque viajero, quienes a su vez sostienen, suben y bajan la sarta de perforación. Pueden ser: Portátil y autopropulsada, montadas en un vehículo adecuado. Sirven para la perforación, para el reacondicionamiento o limpieza de pozos. La silueta de la cabria es de tipo piramidal y la más común y más usada es la rígida, cuyas cuatro patas se asientan y aseguran sobre las esquinas de una subestructura metálica muy fuerte. Tiene que ser fuerte para resistir además las cargas de vientos que pueden tener velocidad máxima de 120 a 160 km/h.

1.6

Corona

Ilustración 2 corona



9

Es el medio por el cual se transmite el peso de la sarta de perforación a la torre. En la corona o parte superior de la torre se encuentra una serie de poleas que forman el bloque corona o fijo, el cual sostiene al bloque viajero.

1.7

Encuelladero

Ilustración 3encuelladero

Ilustración 4 bloque corona



10

Encuelladero o monkeyboard 

Plataforma de trabajo ubicada al lado de la torre.



Es donde el encuellador coloca las parejas de tuberías y barras durante la sacada y metida de tuberías del hoyo (viajes).

1.8

Plataforma o piso del taladro 

Está colocada debajo de la torre y encima de la subestructura.



En ella se realizan la mayoría de las operaciones de perforación.

Ilustración 5 Plataforma o piso del taladro

Accesorios: 

Malacate.



Mesa Rotatoria.



Transmisión Rotatoria.



Consola del Perforador.



Llaves de Tenaza.





Hoyo de Ratón.



Hoyo de Rata.



Casa de Perro.

11

Ilustración 6 Plataforma o piso del perforador

1.9

Consola del perforador 

Ubicada en el piso del taladro, cerca del malacate.



Provee al perforador de una visión general de lo que pasa en los componentes del sistema.



Ubicada en el piso del taladro, cerca del malacate.



12

Ilustración 7consola del perforador

Constituye un accesorio que permite que el perforador tenga una visión general de todo lo que está ocurriendo en cada uno de los componentes del sistema: presión de bomba, revoluciones por minuto de la mesa, torque, peso de la sarta de perforación, ganancia o pérdida en el nivel de los tanques, etc.

1.10 Bloque Corona 

Ubicado en la parte superior de la torre, y del mismo pende el bloque viajero a través del cable.



A través del bloque corona se transmite el peso de la sarta a la torre.



Ilustración 8 Bloque corona

1.11 Gancho 

Debajo del bloque viajero, al cual va unido.



Sostiene la unión giratoria.



Sostiene el elevador durante el ascenso y descenso de la tubería de perforación

Ilustración 9gancho


13


14

1.12 Cuñas

Son piezas de metal ahusado y flexible con dientes y otros dispositivos de agarre, empleadas para sostener la tubería en la mesa rotatoria alternativamente durante un viaje y evitar que se resbale hacia adentro del hoyo cuando se está conectando o desconectando la tubería. Las cuñas encajan alrededor de la tubería y se calzan contra el buje maestro. Las cuñas rotatorias se utilizan exclusivamente con tubería de perforación; para el manejo de porta mechas y tubería de revestimiento se utilizan otro tipo de cuñas. La acción presionadora de las cuñas en el buje maestro, cambia la dirección de la fuerza vertical (hacia abajo), ejercida por la sarta de perforación y la convierte en fuerza lateral o transversal contra la tubería. El tamaño de las cunas debe ser siempre adecuado para la tubería que se esté manejando, ya que del buen contacto de ellas con la tubería de perforación, portamechas o revestimiento, dependerá el agarre efectivo de las mismas sin crear problemas operacionales. Igualmente, el manejo óptimo de las cuñas por parte de la cuadrilla, influirá en el desgaste de los insertos de agarre.

Ilustración 10 cuñas



15

Ilustración 11 instalación de cuñas

1.13 Llave de Potencia 

Permite desenroscar y enroscar la tubería de perforación durante los viajes (operaciones de sacar y meter tubería).

Ilustración 12 llave de potencia



16

1.14 Top Drive

El Sistema Top Drive puede definirse como una herramienta de manera general, pero siendo más precisos podemos definirlo como un motor eléctrico o hidráulico que se suspende en cualquier tipo de mástil de un equipo de perforación. Esta herramienta se encarga de hacer rotar la sarta de perforación y el trépano. El sistema de top drive reemplaza las funciones de una mesa rotaria, permitiendo rotar la sarta de perforación desde el tope, usando una cabeza de inyección propia, en lugar de la cabeza de inyección, vástago y mesa rotaria convencionales. Además el sistema se maneja a control remoto desde la consola del perforador. 

Equipo que posee un motor eléctrico para transmitir rotación a un eje inferior.



Tiene en su parte superior una unión giratoria, que permite circular lodo hacia el interior del eje en rotación.



Habilidad para transmitir rotación a la sarta a cualquier altura, perforar por parejas (90’).

1.15 Sistema de rotación o perforación.

El sistema rotario o rotatorio incluye muchos elementos para lograr la rotación del trepano, los principales componentes del sistema rotario son: 

Unión Giratoria.



Transmisión de la Rotaria.



Mesa rotaria.



Sarta de Perforación.

La función principal de este sistema es proporcionar rotación a la columna de perforación y al trépano durante la perforación del pozo. Asignatura: Perforación I Carrera: Ingeniería Gas y petróleo



17


18

1.15.1 Unión Giratoria (Swivel).

Ilustración 13 union giratoria

Ilustración 13.1 union giratoria

La unión giratoria soporta el peso de la sarta y permite la rotación de la misma. Esta se sujeta al gancho del bloque viajero mediante su “asa” y permite la conexión de la manguera reforzada de inyección de lodo mediante una conexión en “s”. La entrada del fluido de perforación en la parte superior de la unión se realiza por un tubo suavemente curvado al que se le llama cuello de cisne. De esta manera la manguera de perforación queda soportada entre la parte superior fija de la caja de la unión y la tubería que se extiende en parte hacia arriba de la torre (Stand Pipe) y que comunica con la bomba de lodo. El extremo inferior de la unión giratoria tiene rosca izquierda con acoplamiento API.



19

Ilustración 14 Unión Giratoria sujeta al gancho del bloque viajero

Las uniones giratorias se clasifican de acuerdo a sus capacidades de carga. Es un instrumento construido de tal que puede funcionar bajo condiciones de presiones elevadas, estas a veces soportan un peso superior a los 250 ton, rotando a 300 rpm, bajo 3000 psi de presión interna. Esta unión giratoria cumple con tres funciones importantes dentro de la perforación:



Suspender toda la barra maestra.



Permitir la rotación libre de la barra maestra.



Proporcionar una conexión para la manguera de inyección, por donde se bombea el lodo al interior de la sarta.



20

Los componentes principales de la unión giratoria son: un cojinete de alta capacidad para soportar los esfuerzos axiales y un sello de fluido compuesto de caucho o fibra y anillos de metal para prever posibles descontroles.

Un buen cuidado de la unión giratorio consiste en una lubricación de acuerdo a la recomendación técnicas del fabricante la revisión frecuente y minuciosa para detectar desgastes, rajadura y fugas; y la atención inmediata a las reparaciones necesarias.

Ilustración 14 Bloque Viajero (Travelling Block):

Viajero Asignatura: Perforación I Carrera: Ingeniería Gas y petróleo


21

1.15.2 Transmisión de la Rotaria (Rotary Drive).

La potencia transmitida a la mesa rotaria usualmente es proporcionada independientemente por la trasmisión de la rotaria. En algunos casos la potencia es tomada del malacate. Frecuentemente se usa transmisión hidráulica entre la mesa rotaria y la transmisión de la rotaria; esto reduce de gran manera los cambios bruscos de carga y protege del torque excesivo que pudiera aplicarse a la tubería de perforación y que puede producir en muchos casos la rotura de la tubería de perforación en superficie debido a excesiva torsión (Twist off).

Ilustración 15 Rotary Drive: Transmisión hidráulica transmitida a la mesa rotaria

1.15.3 Mesa Rotaria (Rotary Table).

Es un elemento fundamental para la perforación que realiza dos funciones: gira y sostiene; primero hace girar la sarta de perforación, cuando la perforación avanza entonces la mesa rotaria gira hacia la derecha en dirección o sentido de las manecillas del reloj. Luego, cuando se extrae la tubería del hoyo, la mesa rotaria sostiene la sarta con cuñas durante los intervalos cuando la tubería no está suspendida del gancho.



22

Ilustración 16 Mesa Rotaria

Ilustración 17Extracción de la tubería del hoyo cuando la tubería no está suspendida del gancho y esta tiende a sostenerse por cuñas



23

La función principal de la mesa rotaria es transmitir el momento de torsión (torque) e impartir el movimiento giratorio al vástago y por medio de él, a toda la sarta de perforación. La parte superior de la mesa rotaria por lo general forma parte del piso de la torre y está prevista de un labrado anti-derrapante.

Ilustración 18 Labrado antiderrapante en el piso de la torre

La parte superior expuesta de la mesa rotaria, deberá estar libre de salientes que pudieran ser peligrosos para el personal. La mesa rotaria comúnmente es fundida de aleación de acero y ajustada por debajo con un anillo de engrane que se contrae contra la mesa propiamente dicha. La mesa esta sostenida por rodillos capaces de soportar el peso muerto de las cargas que se bajan al pozo (tuberías y cañerías). La abertura de la mesa rotaria que aloja al buje del vástago (Kelly bushing) debe tener un tamaño que permita pasar al trepano de mayor tamaño que se utilizara en el agujero. La porción inferior de la abertura es curvada para facilitar el desplazamiento de la SARTA, ESPECIALMENTE de las UNIONES.



24

Ilustración 19 Esquema Grafico del Sistema Rotario

Las mesas rotarias se clasifican de acuerdo al tamaño del orificio de la misma y a la capacidad de carga muerta de la mesa, como por ejemplo 20 pulg de diámetro y 700000 lbs. Las únicas partes al descubierto en las mesas rotarias modernas son las placas protectoras y el extremo de la rueda dentada.

1.15.4 SARTA DE PERFORACION.

La sarta de perforación está compuesta generalmente por tuberías de perforación y porta mechas; también se pueden utilizar otras herramientas especiales como ser: estabilizadores, escariadores, amortiguadores, tuberías pesadas (heavy weight), porta mechas y tijeras hidráulicas-mecánicas; las cuales son utilizadas a medida que se profundiza el pozo.



25

Ilustración 20 Principales Componentes De Una Sarta De Perforación

1.16 Técnicamente la sarta de perforación consta de dos partes:



Conjunto de Tuberías.



Arreglo de fondo.

1.16.1 CONJUNTO DE TUBERIAS

Es la sección superior y de mayor longitud de la columna de perforación; transmite el trabajo producido por los equipos de superficie, al TREPANO.

Los elementos principales del conjunto de tuberías de perforación son: VASTAGO, SONDEO O TUBERIA DE PERFORACION (Drill Pipe), y barras pesadas de sondeo.



26

1.16.1.1 EL CUADRANTE, VÁSTAGO O KELLY.

El vástago de transmisión ocupa la parte superior de la sarta de perforación y va conectado por debajo de la unión giratoria mediante un sustituto (pieza corta de tubería). La sección transversal exterior cuadrada o hexagonal. El propósito de la sección exterior cuadrada o hexagonal es el de transmitir el momento de torsión de la mesa rotaria a la tubería de perforación. La rosca de la parte superior es izquierda de modo que la rotación normal hacia la derecha tendera a ajustar la unión. Durante las operaciones de perforación el vástago se desliza a través del buje del vástago (Kelly bushing), el cual es de forma cuadrada y mediante este se transmite el movimiento de rotación de la mesa rotaria al vástago, permitiendo subir y bajar la tubería de perforación. En la parte inferior del vástago también se utiliza un sustituto para proteger el desgaste de la unión inferior. Este sustituto elimina la necesidad de desenroscar el extremo inferior del vástago durante las operaciones de perforación.

Ilustración 21cuadrante o vastago kelly



27

Existen diferentes rangos de longitudes de vástago, los más utilizados tienen una longitud de 12 metros incluyendo las uniones. El cuadrante cumple las siguientes funciones:



Suspende la columna de perforación.



Transmite el movimiento rotatorio de la mesa rotaria a la sarta de perforación.



Conduce el fluido dentro de la sarta de perforación.

En el extremo inferior del cuadrante se emplea un sustituto para evitar el desgaste de la rosca del cuadrante que se ocasiona en la maniobra del agregado de barras de sondeo.

Entre el cuadrante y la unión giratoria se instala una válvula de seguridad de media vuelta, esta válvula puede cerrase cuando se tenga un amago de descontrol del pozo.

1.16.1.2 BUJE DE IMPULSO (Master Bushing).

Está compuesto de dos partes: 

Buje del cuadrante o buje de transmisión del cuadrante.- Viene equipado con rodillos, que permiten que el cuadrante pueda subir o bajar libremente esté o no la mesa rotaria en movimiento.



28

Ilustración 22 Buje de transmisión del cuadrante



Buje Maestro.- Es un dispositivo que va colocado directamente en la mesa rotaria y sirve para acoplar el buje de transmisión del cuadrante con la mesa rotaria de tal manera que el impulso de rotación o torsión de la mesa rotaria pueda ser transmitido al cuadrante y así pueda hacer girar a la sarta de perforación. También proporciona la superficie ahusada o cónica necesaria para sostener las cuñas cuando estas sostienen las tuberías.

Ilustración 23 buje maestro



29

El cuadrante durante la perforación está en contacto con el buje de transmisión que va colocado dentro del buje maestro, de esta manera mientras el buje maestro gira el buje de transmisión gira al mismo tiempo que él, dándole rotación a la sarta de perforación.

1.16.1.3 SONDEO (Drill Pipe).

La tubería de perforación o sondeo ocupa la mayor parte de la sarta de perforación. Sus funciones principales son: Transmitir el movimiento de rotación desde superficie hasta el trepano y alcanzar la profundidad final. El sondeo es de constitución flexible y se especifican de acuerdo a normas del API, por medio de su diámetro, peso/pie, grado y rango de longitud. Los grados de acero para sondeo son: E-75, X.95, G-105, y S-135. El código numérico significa su resistencia máxima a la tracción, en libras.

Los rangos de longitudes de sondeo son: RANGO

LONG (pies)

1

18 – 22

2

27 – 30

3

38 – 45

Los sondeos se unen por medio de juntas del tipo integral; la junta con roscas interna se llama caja (box) y el extremo con rosca externa se llama espiga (pin). Las uniones son más fuertes y de mayor espesor que el cuerpo del sondeo por lo que pueden ser reforzadas externamente o internamente para estos tipos de uniones existen roscas con ciertas características especiales que proporcionan las compañías fabricantes. El tipo de rosca más utilizada en las uniones del sondeo es la redonda. Para proteger las uniones del desgaste, estas se construyen con una banda de metal duro alrededor de la misma. Generalmente se utiliza carburo de tungsteno. Asignatura: Perforación I Carrera: Ingeniería Gas y petróleo


30

1.16.1.4 Barras Pesadas De Sondeo (Heavy Weight Drill Pipe).

Son tuberías de las mismas características que el sondeo; pero poseen mayor espesor y son de mayor peso. Se los utiliza para reducir fallas en la zona de transición o zona de cambio de diámetro en la sarta (sección inmediatamente superior de los porta mechas). En agujeros poco profundos pueden reemplazar a los PM y son muy utilizados en pozos direccionales en lugar de los PM.

Ilustración 24 Barra de sondeo pesada (heavy weight)

1.16.2 Arreglo De Fondo.

Los

componentes

principales

ESTABILIZADORES Y TREPANO.


del

arreglo

de

fondo

son:

PORTAMECHA,


31

1.16.2.1 PORTA MECHAS (Drill Collar).

Los porta mechas (FIG 4.4) ocupan la parte inferior de la sarta de perforación; son aceros tubulares de gran espesor y de constitución rígida. Los PM son de construcción integral, de los cuales existen dos tipos: los LISOS y los HELICOIDALES. Los PM helicoidales se utilizan mucho en lugares propensos al pegamiento por presión diferencial, debido a su menor área de pegamiento por presión diferencial, debido a su menor área de contacto.

La función principal del PM es:

 Proporcionar peso al trepano.  Dar rigidez al arreglo de fondo, minimizando los problemas de inestabilidad del trepano debido a la flexión, especialmente en agujeros verticales.

1.16.2.2 ESTABILIZADOR (Stabilizer Sub).

Los estabilizadores son componentes importantes del arreglo de fondo, cuya función principal es controlar la dirección del pozo y dar estabilidad al arreglo de fondo. De acuerdo a la cantidad y ubicación de los estabilizadores en el arreglo de fondo, se tienen dos arreglos más comunes: el arreglo pendular y el empacado. En el arreglo pendular, el estabilizador se coloca a 60 o 90 ft encima del trepano, su función es verticalizar el pozo aprovechando la fuerza de gravedad. En un arreglo empacado, se coloca un estabilizador inmediatamente encima del trepano, el segundo estabilizador a 10 ft por encima del trepano y el tercer estabilizador a 30 ft por encima del segundo estabilizador: su función es mantener el ángulo o cambiar la dirección del agujero.



32

Existen tres tipos básicos de herramientas de estabilización:

 ESTABILIZADOR CON ALETAS ROTATIVAS.

Pueden ser aletas rectas o con espiral y a su vez estas pueden se cortas o largas. Estos estabilizadores son de aletas soldadas al cuerpo del estabilizador o pueden ser integrales; tienen alta resistencia al desgaste y pueden ser rectificadas en el taller. El material más utilizado en la rectificación es el carburo de tungsteno.

 ESTABILIZADOR CON MANGUITO DE GOMA NO ROTATIVO.

Es muy utilizado para formaciones duras y extremadamente abrasivas. Ya que esta hecho de goma, no pueden emplearse a temperaturas mayores a los 120 C, no puede ser rectificado y su vida puede ser corta; pero puede ser cambiado por otro. Estos estabilizadores son generalmente de aletas recatas.

 RECTIFICADOR CON RODILLOS CORTADORES.

Esta herramienta se utiliza para solucionar problemas de calibre del agujero, en el caso de formaciones abrasivas donde el desgaste del cuerpo del trepano es significativo. En este caso va colocando directamente encima del trepano y funciona también como herramienta de estabilización.



33

1.16.2.3 Trépano, Barrena O Mecha.

El trepano va colocado en la parte inferior de la sarta y realiza la perforación por medio del sucesivo raspado de la roca. El tipo de trepano a usarse depende principalmente de las características de la roca a perforar, existen tres tipos:  Los trépanos de arrastre o cola de pescado o de fricción.  Trépanos de conos deslizables o de rodillos cortadores.  Trépanos de diamante poli-cristalinos.

1.16.2.3.1

Trépanos de Fricción o de Arrastre (Drag Bit).

Estos no tienen partes movibles independientemente y son de tipo aletas, con incrustaciones de carburo de tungsteno. Se realizan para perforar formaciones blandas donde la potencia hidráulica juega un rol preponderante en la perforación. También son utilizados para pozos detonadores en estudios geofísicos y para perforar pozos de agua. Estos trépanos constan de boquillas.

1.16.2.3.2

Trépanos Poli-Cristalinos de Diamante (Polycrystalline Diamond Bit o

PCD)

Estos no tienen partes que se muevan independientemente, consta de un solo cuerpo donde van insertados pequeños diamantes; la perforación se realiza por fricción de los diamantes sobre la roca. Estos se los usa generalmente para formaciones extremadamente duras y se debe evitar la vibración longitudinal de la sarta.



1.16.2.3.3

34

Trépanos de Rodillos Cortadores (Rolling Cutter Bits)

 Trépanos de Dientes (Milled Tooth Bit). Son trépanos triconos donde los dientes son partes salientes de los conos de acero forman parte de este. Son utilizados en formaciones blandas a medianamente duras. Los dientes más largos son para formaciones blandas.

 Trépanos de Insertos (Tungsten Carbide Insert Bits). Estos trépanos utilizan como parte cortadora, insertos de carburo de tungsteno, los cuales son insertados y fijados a presión en cilindros que se encuentran en los conos del trepano utilizados para formaciones mediamente Duras a Duras, los insertos más pequeños y achatados son para formaciones Duras.

1.16.2.4 Tipos de Trépanos 

Trépanos de Diamantes



Trépanos Triconos



Trépanos PDC

1.16.2.4.1

Trépanos de Diamantes

En los siglos XIX y XX, los avances en la tecnología del acero permitieron inventar trépanos giratorios que podían perforar con rapidez las rocas blandas. Pero aun este tipo de rocas desgasta rápidamente el acero, por lo que los trépanos también suelen estar cubiertos con insertos, o con una capa exterior completa de carburo de tungsteno que si bien es más frágil que el acero, es más resistente a la erosión. Si no resulta suficiente, se agregan diamantes sintéticos. Sin embargo, las rocas más duras sólo se pueden perforar utilizando diamantes reales. Asignatura: Perforación I Carrera: Ingeniería Gas y petróleo


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Ilustración 25 perforacion de un pozo direccional

Izquierda: Se prepara un trépano y sistema de dirección para la perforación. Derecha: Los pozos direccionales se realizan para llegar a las reservas de petróleo y gas atravesando las capas de rocas subterráneas. El diamante, el material más duro conocido por el hombre, es 10 veces más duro que el acero, 2 veces más duro y 10 veces más resistente que el carburo de tungsteno y tiene una fuerza de compresión 20 veces superior a la del granito.



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Ilustración 26 trepano de diamante

Este trépano perfora rocas duras con diamantes naturales incrustados en forma uniforme sobre las aletas de carburo de tungsteno.

Ilustración26.1 trepano de diamante



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Este trépano tiene aletas de carburo de tungsteno con pequeñísimos diamantes incrustados, que le permiten perforar rocas muy duras. Cuando se desgasta el carburo de tungsteno de la superficie de corte, los diamantes gastados caen y dejan paso a otros nuevos.

1.16.2.4.2

Trépanos Triconos

Los trépanos más utilizados son los trépanos triconos, que pueden tener dientes de acero o insertos de carburo de tungsteno para mayor duración en formaciones de rocas duras. Los triconos se suministran con dientes de acero para perforar en formaciones muy blandas y con insertos de carburo de tungsteno para perforación en formaciones con mayor dureza. Se perfora con velocidades de rotación bajas 50 a 150 rpm según diámetros y dureza de la formación.

Ilustración 27 estructura del trepano tricono



Ilustración 27 componentes del trepano tricono

Ilustración 28 numeración de los conos

Ilustración 29 materiales de los trepanos triconos


38


39

Ilustración 30 estructura de corte

Ilustración 31estructura de corte con dientes de acero

1.16.2.4.3

Trépanos PDC

Los trépanos de PDC (Polycristalline Diamond Compact – diamante compacto poli cristalino) conforman una excelente alternativa a los triconos tradicionales. Gracias a su mayor resistencia y durabilidad, el trépano de PDC, cada vez gana más adeptos en el mercado. Pese a su mayor costo inicial, a la postre terminan resultando económicos gracias a su mayor vida útil. Asignatura: Perforación I Carrera: Ingeniería Gas y petróleo


Ilustración 32 estructura de corte de diamante

Ilustración 33 estructura del trepano PDC


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Ilustración 34 vista frontal del trepano PDC

Ilustración 35 agregado de cortadores PDC


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42

1.17 Otros Componentes De La Sarta. 1.17.1 Sustitutos (Sub).

Son componentes de pequeña longitud (0.60 a 1.5m) y se utilizan en diferentes lugares de la sarta para cambios de diámetros, cambio de roscas, etc.

1.17.2 Tijeras De Perforacion (Jar).

Herramientas que generalmente van colocadas en la zona de los PM, para solucionar posibles aprisionamientos de la sarta; algunas veces va acompañada por su parte superior, por un acelerador de impulsos (Jar intensifier).Se accionan desde superficie por medio de tensión, proporcionando un golpe ascendente, descendente o ambos a la vez según el tipo de tijera. La magnitud del golpe es el doble del esfuerzo de tensión proporcionado. Las tijeras pueden ser mecánica, hidráulicas o hidromecánicas.

1.17.3 Amortiguador De Vibraciones (Damping Sub).

El amortiguador es una herramienta que se lo coloca lo más cerca posible del trepano, para amortiguar las vibraciones longitudinales de la sarta, que pueden causar fallas en los PM o rotura de los insertos del trepano cuando se perfora formaciones duras. Llevan internamente un resorte, el cual absorbe los golpes y esfuerzos longitudinales.

1.18 Factores Que Afectan Al Regimen De Penetracion.

El régimen de penetración logrado por el trépano a medida que el pozo se perfora y a medida que el trepano se desgasta, influye directamente en el costo/pie perforado. Las variables mas importantes que afectan al régimen de penetración son: Asignatura: Perforación I Carrera: Ingeniería Gas y petróleo


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 Tipo de trepano  Características de la formación  Propiedades de operación del trepano, como ser; peso sobre el trepano y velocidad rotaria.  Desgaste de los dientes del trepano  Hidráulica de las boquillas del trepano

1.19 Tipo De Trepano.

El tipo de trepano tiene un gran efecto sobre el régimen de penetración por ejemplo sé si escoge un trepano con rodillos cortadores de dientes largos, se tendrá un régimen de penetración alto al principio; pero si la formación es dura, este régimen de penetración declinara rápidamente.

1.20 Caracteristicas De Formacion.

El límite elástico y de esfuerzo de corte son las principales propiedades de la formación que influyen en el régimen de penetración. El volumen de roca por un diente es inversamente proporcional al esfuerzo de compresión y al esfuerzo de corte de la roca. La permeabilidad de la roca también tiene un efecto significativo sobre el régimen de penetración. La composición mineralógica de la roca, también influye en el régimen de penetración por ejemplo, rocas que contienen minerales duros y abrasivos desgastan rápidamente los dientes.



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1.21 Propiedades Del Fluido De Perforacion.

Las propiedades del fluido de perforación que afectan al régimen de penetración son:  Densidad.  Propiedades reologicas.  Características de filtrado.  Contenido, tamaño y distribución de los sólidos.  Composición química.

El régimen de penetración tiende a disminuir al incrementarse la densidad del fluido, viscosidad del fluido y contenido de sólidos, pero tiende a incrementarse con él al aumentas el régimen de filtrado. La composición química puede afectar al régimen de penetración, por ejemplo, si el lodo produce hinchamiento de las arcillas, se producirá embotamiento del trepano (Bit balling), disminuyendo el régimen de penetración. El tamaño de las partículas afecta al régimen de penetración. A mayor tamaño de las partículas que contienen el lodo, menor es el régimen de penetración. La presión diferencial o diferencia de presión entre la presión del lodo y presión de formación, llamada también sobre balance se incrementa con la densidad del loso, y experimentalmente se establece que el régimen de penetración disminuye al aumentas el sobre balance.

1.22 Peso Sobre El Trepano Y Velocidad Rotaria.

El régimen de penetración puede incrementarse aumentando el peso sobre el trepano, manteniendo las demás variables constantes, pero el incremento del peso sobre el trepano es Asignatura: Perforación I Carrera: Ingeniería Gas y petróleo


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excesivo, se notara una disminución en el régimen de penetración. a este efecto se lo llama floundering y se debe a la perdida en eficiencia de limpiado en en fondo del pozo. El régimen de penetración se incrementa linealmente a bajos valores de velocidad rotaria. A alta velocidad rotaria, cuando se incrementa el valor de las velocidades rotarias debido a la perdida en eficiencia de limpiado de fondo del pozo.

1.23 Desgaste De Los Dientes Del Trepano.

El régimen de penetración disminuye con el degaste de los dientes del trepano debido a formaciones abrasivas. Esta reducción no es tan severa para trépanos de insertos.

1.24 Hidraulica De Las Boquillas.

Las boquillas del trepano influyen el régimen de penetración, ya que aumentan la eficiencia del limpiado de los dientes. Con boquillas largas y reducidas en su extremo, se tiene mayor eficiencia de limpiado. Al incrementar la hidráulica (potencia hidráulica del trepano), se podrá incrementar el peso sobre el trepano y por tanto el régimen de penetración. 1.25 Sistema de perforación con top drive

En 1983 comienza el desarrollo del DDM (Derrick Drilling Machine), para reemplazar la forma convencional de rotar la sarta de perforación con Vástago y Mesa Rotaria. El primer modelo fue lanzado en 1984, este fue el DDM 650 DC, un Top Drive a corriente continua de 650 toneladas de peso y diseñado para instalaciones offshore. Siguiendo con el desarrollo, se introduce un Top Drive hidráulico en 1987, el DDM 500/650 HY.



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La demanda por el incremento de la capacidad de torque resulto en el desarrollo de 2 versiones del Top Drive, el DDM 500/650 EL y el DDM650 HY de alto torque, ambos lanzados en 1989. En 1993, se introduce en el mercado un motor Top Drive de 2.100 Hp y 8.800 N.m. de torque de salida, con este equipo se perforo un pozo direccional de 12.000 m. Es obvio que en las últimas décadas la perforación con Top Drive ha venido a ser el método predominante de perforación en pozos offshore. Al presente hemos experimentado que operaciones críticas en pozos onshore son perforados usando sistemas de Top Drive. La perforación de un pozo es la única forma de saber si hay depósitos de hidrocarburos en el sitio donde la geología propone que se podrían localizar. La profundidad de un pozo es variable, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentra la formación seleccionada con posibilidades de contener hidrocarburos comerciales. Hay pozos que van desde los 1.500 metros y otros que superan los 10.000 metros de profundidad. Además de considerar lo anterior y factores que van desde los costos que implica el alquiler de las herramientas de perforación, el tiempo que toma en perforar cada pozo, factores de seguridad y otros; fueron los que obligaron de alguna manera la búsqueda de nuevas tecnologías para llevar a cabo la perforación. Si bien se indica que el Sistema Top Drive es costoso, también es necesario indicar los múltiples beneficios que implica su adopción dentro las tareas de perforación. Tanto las ventajas de este sistema como aspectos técnicos, operativos y de seguridad son los que se expondrán en el presente documento.

1.26 Función del sistema top drive El sistema de top drive reemplaza las funciones de una mesa rotaria, permitiendo rotar la sarta de perforación desde el tope, usando una cabeza de inyección propia, en lugar de la Asignatura: Perforación I Carrera: Ingeniería Gas y petróleo


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cabeza de inyección, vástago y mesa rotaria convencionales. Además el sistema se maneja a control remoto desde la consola del perforador. Es necesario hacer mención que dentro el Sistema Top Drive, como cualquier otra tarea, se identifica intervenciones de carácter manual y de carácter automatizado; este último que caracteriza al Sistema Top Drive.

1.27 Funciones Automatizadas.

Están comprendidas por las operaciones de Extensión, Inclinación, Operación de la Llave de Contrafuerza (Grabber). Extensión. Esta operación permite al Top Drive ubicarse por encima la ratonera (mouse hole), lugar donde se alojarán las tuberías que han de bajarse para la perforación del pozo. 1. Es acá donde el Top Drive baja y se extiende hasta la ratonera (mouse hole). 2. Realiza la conexión por medio de la pluma (rotación del quill), con la tubería alojada en la ratonera (mouse hole). 3. El Top Drive inicia su elevación por la torre, junto a la tubería conectada, Los 3 pasos mencionados anteriormente se repiten 3 veces, ya que el Top Drive nos ofrece la facilidad de perforar por tiros (1 tiro = 90 pies = 3 tuberías).

1.28 Funciones Manuales.

Básicamente las funciones manuales (operaciones donde intervienen directamentelos operarios), comprenden aquellas que incluyen la perforación convencional; claro esta que con este sistema hay beneficios que se tornan en ventajas. Estas operaciones son: Asignatura: Perforación I Carrera: Ingeniería Gas y petróleo


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

Limpiado de las tuberías y el piso de la mesa.



Uso de las llaves cadenas: Necesarias para ajustar y desajustar las tuberías en boca de pozo.



Puesta de las Cuñas de Perforación (Slip): Permiten sostener la tubería en la mesa rotaria y evitar que resbale dentro del pozo cuando se está conectando o desconectando con el Top Drive.



Control de las mediciones y datos del Panel de perforaciones (Driller Panel): Uno de las funciones principales e importantes, del cual el encargado de perforación junto con la coordinación de todo el personal determinarán el éxito de la perforación.

1.29 Beneficios del uso sistema top drive y no un sistema convencional



Se instala fácilmente en cualquier tipo de mástil o torre de perforación, con lasmínimas modificaciones y frecuentemente en un solo día.



Sustituye a la Mesa Rotaria y al Vástago (Kelly). El Top Drive hace rotar la sarta de perforación de manera directa.



“Mejora la seguridad en el manejo de la tubería”. Todas las operaciones se las realiza por control remoto desde la cabina del perforador; reduciendo las labores manuales y riesgos asociados que tradicionalmente acompañan a la tarea.



Capacidad de enroscar las conexiones dándoles un torque adecuado.



Perfora secciones de 90 pies (1 tiro), reduciendo el tiempo de conexiones, al eliminar dos tercios de las mismas.



Realiza toma de núcleos en intervalos de 90 pies sin necesidad de tener que hacer conexiones.





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En la perforación direccional, mantiene la orientación en intervalos de 90 pies, reduciendo el tiempo de supervisión (survey time) mejorando el control direccional.



Apto para toda operación de perforación: direccional, horizontal, bajo balance, perforación de gas o aire, control de pozo, pesca, etc.



Reduce el riesgo de aprisionamiento de la sarta, por su habilidad de rotar y circular al mismo tiempo.



Mejora la respuesta en operaciones de control de pozo. Durante perforaciones bajo balance con presión hidrostática por debajo de la presión de la formación, el Top Drive aumenta la seguridad del pozo al reducir el desgaste del preventor de reventones y al permitir que este y que el preventor de cabeza rotario empaquen alrededor de un tubo redondo en lugar de alrededor de un kelly, cuadrante o hexagonal.



Se tiene para perforación en tierra (Onshore) o costa fuera (Offshore)

1.30 Componentes del sistema top drive

En primera lugar tenemos los componentes primarios, llamados así porque son parte de la herramienta que se instala en el mástil del equipo de perforación. Estos componentes debido a la universalización y conocimiento dentro la industria petrolera se halla en el idioma inglés, junto a alguno de ellos se indica su posible traducción en español. 

Torque track (huella de torsión)



Optional swivel (unión giratoria opcional)



Torque bushing (cojinete de torque)



Swivel sub (sub unión giratoria)



Extend frame (extensión del armazón)





Quill (pluma)



Mainframe assembly (ordenador central)



Load nut (tuerca de carga)



Pipe handler assembly (arreglo del asa de la tubería)



Tilt assembly (mecanismo de inclinación)



Stabbing valve (valvula punzante)



Saver sub (sub ahorrador)



Grabber assembly (llave de contrafuerza)



Bail assembly (arreglo del eslabón)



Elevator (elevador)

Ilustración 36 panel de perforación con sistema top drive


50


51

1.31 Cálculo De Capacidades (C) La capacidad de la tubería (sarta), del pozo, del anular o de las piletas es el volumen de lodo por unidad de la longitud, de altura o de profundidad que cada uno de ellos es capaz de contener. Las capacidades a calcular en las diferentes secciones de un pozo son las siguientes: a) La capacidad de una sección del pozo con la sarta fuera del pozo está dada por la siguiente ecuación: C (bbl. /ft.) = HD2 (pulg) / 1029.4 Donde HD es el diámetro interno de la cañería de revestimiento o en su defecto del pozo (diámetro del trépano), en pulgadas. b) La capacidad en el interior de la tubería o de los portamechas está dada por: C (bbl. /ft.) = ID2 (pulg) / 1029.4 Donde ID es el diámetro interno de la tubería de perforación o de los portamechas. c) La capacidad en el espacio anular entre el pozo abierto y los portamechas o la sarta de perforación está dada por: C (bbl/ft) = (HD2 – ODp-t2) / 1029.4 Donde HD es el diámetro del pozo abierto (trépano) sin casing en pulgadas ODp-t es el diámetro externo de los portamechas o de la tubería en pulgadas d) La capacidad en el espacio anular entre el pozo con casing y la sarta de perforación está dada por: C (bbl. /ft.) = (HD2 – ODt2) / 1029.4 Donde ODt es el diámetro externo de la tubería de perforación en pulgadas



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HD es el diámetro interno del casing o revestimiento 1.32 Cálculo De Volúmenes El volumen que ocupa el lodo en las diferentes secciones del pozo o en las piletas está dado por la siguiente ecuación: V (bbl.) = C (bbl. /ft.) x h (ft.)

Donde C es la capacidad y h la altura del lodo, longitud de la tubería o portamechas o la profundidad de la sección del pozo lleno de lodo.



2

ANALISIS PRÁCTICO.

PROFUNDIDAD 9800 ft. SUP. CASING 20” X 94 lb./ft. X 984 ft. INTER CASING (1) 13 3/8” X 68 lb./ft. x 3000 ft. INTER CASING (2) 9 5/8”x 40 lb./ft. x 6000 ft. LINNER 7” x 35 lb./ft. x 8500 ft.

TREPANO 6 1/8” DRILL PIGE (1)5.5” x 21.9 lb./ft. x 1800ft DRILL PIGE (2)4” x 14 lb./ft. x 6000ft DRILL COLLAR (1)5.5” x 67.3 lb./ft. x 8700ft DRILL COLLAR (2)6” x 82.6 lb. /ft. x 9500ft


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0 ft 984 ft

1800 ft

3000 ft 6000 ft

DP1= 5.5” X 4.4” 8500 ft

DP2= 4” X 3.76”

8700 ft

DC1= 5.5” X 2.25” DC2= 6” X 2.25”

9500 ft 9800 ft Asignatura: Perforación I Carrera: Ingeniería Gas y petróleo


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5. Conclusión.

Conociendo los diferentes equipos por el cual está formado un sistema rotario llegamos a la conclusión de que cada una de la herramienta por las que está constituido todas dependen de cada una de ellas, es decir que sin llegara a falta o a fallar una sola herramienta el sistema rotario no funcionaría, también podemos concluir que todo es equipos de rotación en conjunto son las que hacen girar a una columna de perforación teniendo como principal componente la mesa rotaria y el arreglo de tubería o columna de perforación transmitiendo potencia de torsión o rotación hacia el trépano la cual ira perforando el pozo hasta la profundidad programada.



6. Bibliografía



Syllabus de la asignatura de perforación I. Autor: Ing. Nelson Hurtado.



Syllabus de la asignatura de peroración I. Autor: Ing. Marco Zevallos Torrez.



Perforación de pozos petroleros. Autor: Mario Jiménez, profesor E.P.U.C. UNIVERSIDAD A.G. R. M.



Well control international training services, inc manual de trabajo.



ADAMS, Neal J. Drilling engineering 1984.



CAMBEFORT, Henry. Perforaciones y sondeo.



Texto guía de perforación I Autor: ing Nelson Hurtado M



http://www.ingenieriadepetroleo.com/sistema-top-drive-en-la-perforacion-de.html


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SISTEMA DE ROTACION EN LA PERFORACION

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