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UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA

CARRERA DE INGENIERA DE PETRLEOS

Tema:

ESTUDIO Y ANLISIS TCNICO DE CAMBIO DE SISTEMAS DE LLAVESMANUALES HT-100 POR LLAVE HIDRULICA ST-80 USADOS PARA AJUSTES

DE CORRIDAS DE TUBERA EN LA PERFORACIN DE POZOS PETROLEROS

TESIS PREVIA LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIERO ENPETRLEOS

Autor:

Juan Francisco Novoa Giraldo

Director de tesis:

Ing. Patricio Jaramillo

Quito- Ecuador

Marzo - 2011

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III

DECLARATORIA

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el seor Juan Francisco Novoa

Giraldo.

____________________

Juan Francisco Novoa Giraldo

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IV

CERTIFICACIN DEL DIRECTOR DE TESIS

Quito, 24 de marzo del 2011

Sr. Ing. MBA. MSc

Jorge Viteri Moya

DECANO

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA

UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL

Presente

De mi consideracin:

Me permito informarle que la tesis: ESTUDIO Y ANLISIS TCNICO DE CAMBIO

DE SISTEMAS DE LLAVES MANUALES HT-100 POR LLAVE HIDRULICA ST-

80 USADOS PARA AJUSTES DE CORRIDAS DE TUBERA EN LA

PERFORACIN DE POZOS PETROLEROS, realizada por el Seor JUAN

FRANCISCO NOVOA GIRALDO, previa a la obtencin del ttulo de INGENIERO EN

PETRLEOSha sido concluida bajo mi direccin y tutora, por lo que solicito el tramite

subsiguiente.

Por la atencin a la presente, le anticipo mi agradecimiento.

Atentamente

Ing. PATRICIO JARAMILLO

DIRECTOR DE TESIS

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V

CARTA DE LA EMPRESA

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VI

AGRADECIMIENTO

A la Universidad Tecnolgica Equinoccial por todo el valioso conocimiento adquirido

en sus aulas

A mi esposa Guadalupe y a mis hijas Valentina y Rafaela por ser el motor de mi vida.

A mis padres, Vicente y Ludy por su apoyo incondicional.

A mis hermanos Javier y Antonio por la gran familia que ahora somos.

A Helmerich & Payne por abrirme las puertas al mundo de la perforacin.

Al Ing. Patricio Jaramillo y al Sr. Carlos Silva por sus valiosos comentarios y

sugerencias.

A Samus, Link, Mario, Gabriel Belmont, Isaac Clarke, Ryu Hayabusa, Sam Gideon,

Gordon Freeman, y a todos quienes me han acompaado en la aventura de trabajar

por el oriente ecuatoriano.

A los amigos que encontr en el camino y supieron valorar mi amistad.

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VII

DEDICATORIA

A la inspiracin que naci en el momento indicado.

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VIII

NDICE GENERAL

DECLARATORIA...III

CERTIFICACIN DEL DIRECTOR DE TESIS....IV

CARTA DE LA EMPRESA..V

AGRADECIMIENTO.....VI

DEDICATORIA.....VII

NDICE GENERAL......VIII

NDICE DE CONTENIDOVIII

NDICE DE TABLASXX

NDICE DE FIGURAS.....XXII

NDICE DE GRFICOS......XXV

NDICE DE FOTOS....XXVI

NDICE DE CUADROSXXVII

NDICE DE ANEXOS...................................................................XXIX

NDICE DE ECUACIONES.......XXX

RESUMEN .....XXXI

SUMMARY ......XXXIII

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IX

NDICE DE CONTENIDO

CAPTULO I...1

1. INTRODUCCIN...11.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA....1

1.2 OBJETIVOS ........1

1.2.1 OBJETIVO GENERAL.......1

1.2.2 OBJETIVOS ESPECFICOS...2

1.3 JUSTIFICACIN..........2

1.4 HIPTESIS.........3

1.5 METODOLOGA.........3

CAPTULO II......4

2. SISTEMAS DE UN TALADRO DE PERFORACIN.4

2.1 SISTEMA DE IZAJE. .....5

2.2 MALACATE........6

2.3 CORONA....... ..7

2.4 BLOQUE VIAJERO........7

2.5 GANCHO.....8

2.6 ANCLA DE LNEA MUERTA.......8

2.7 TOP DRIVE....9

2.7.1 FUNCIONAMIENTO..........9

2.7.2 INSTALACIN......12

2.7.3 CONEXIONES...13

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X

2.7.3.1 CONEXIN DE LODO......13

2.7.3.2 CONEXIN DE DRILL PIPE.......132.7.4 PIPE HANDLER.....14

2.7.5 COMPONENTES....16

CAPTULO III..........18

3. TUBERA DE PERFORACIN (DRILLPIPE).............18

3.1 COMPONENTES...............18

3.1.1 CONECTORES......19

3.1.2 CONEXIONES CAJA PIN ...20

3.1.3 ESTILOS Y FORMAS DE ROSCA......20

3.1.4 CONEXIN DE ROSCA CAJA-PIN.22

3.1.5 MEDIDAS DE LOS CONECTORES.....22

3.1.6 APLICANDO TORQUE EN LOS CONECTORES..24

3.2 CLASIFICACIN DE LA TUBERA DE PERFORACIN....25

3.2.1 HEAVY WEIGHT DRILL PIPE Y DRILL COLLARS (HWDP & DC)...26

3.3 TIPOS DE TUBERA Y CAPACIDADES DE TORQUE.....27

3.4 HARDBANDING...27

3.5 IDENTIFICACIN DE LA TUBERA DE PERFORACIN...29

3.6 GRASAS DE TUBERA.30

CAPTULO IV..31

4. HERRAMIENTAS Y ACCESORIOS.........31

4.1 POSICIN DE LAS HERRAMIENTAS....31

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XI

4.1.1 DRILLER SIDE (DS). ........32

4.1.2 OFF DRILLER SIDE (ODS)..324.2 HERRAMIENTAS DEL RIG FLOOR...32

4.2.1 WINCHES (AIR HOIST)....32

4.2.1.1 FUNCIONAMIENTO......33

4.2.2 LIFTING SUBS, FAJAS Y LIFTING CAPS.34

4.2.3 MESA ROTARIA...36

4.2.3.1 FUNCIONAMIENTO.36

4.2.4 CUAS (SLIPS) .37

4.2.4.1 FUNCIONAMIENTO.38

4.2.4.2 DISTRIBUCIN DE FUERZAS..41

4.2.5 ELEVADOR...42

4.2.5.1 FUNCIONAMIENTO..42

4.2.6 ELEVATOR LINKS...43

CAPTULO V...45

5. SISTEMA DE AJUSTES CON LLAVES MANUALES HT-100..45

5.1 PIPE SPINNER....45

5.1.1 HPU (HYDRAULIC POWER UNIT)....46

5.1.1.1 FUNCIONAMIENTO DE LA HPU....46

5.1.2 ESPECIFICACIONES DE LA PIPE SPINNER47

5.1.3 FUNCIONAMIENTO.......47

5.1.4 POSICIN.....48

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XII

5.1.5 INSTALACIN.........49

5.1.6 OPERACIN.....505.2 LLAVES MANUALES HT...51

5.2.1 APLICANDO TORQUE....52

5.2.1.1 EJEMPLO.....53

5.2.2 POSICIN DE LAS LLAVES...54

5.2.3 PARTES ..54

5.2.4 FUNCIONAMIENTO55

5.3 CATHEAD.....56

5.3.1 CATHEAD DE GIRO... ..56

5.3.2 CATHEAD DE QUIEBRE.56

5.3.3 VLVULA DE CONTROL DE AIRE..57

5.3.4 ARMANDO CONEXIONES.57

5.3.5 QUEBRANDO CONEXIONES.58

5.4 REGULANDO EL TORQUE........59

5.5 CLCULO DE LA ALTURA MXIMA DEL TOOL JOINT

SOBRE LAS CUAS..60

CAPTULO VI.63

6 SISTEMA DE AJUSTES CON LLAVE HIDRULICA ST-8063

6.1 INSTALACIN.64

6.2 CONJUNTO DEL SOPORTE MVIL.....65

6.3 CONJUNTO DEL PEDESTAL.65

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XIII

6.4 CONJUNTO DE LA LLAVE DE TORQUE ST-80..66

6.5 SISTEMA DE CONTROL.....686.6 OPERACIN ..69

6.6.1 AJUSTANDO LA PRESIN......69

6.6.2 COLOCACIN DEL EQUIPO......72

6.6.3 PROCEDIMIENTO PARA LA COLOCACIN DEL EQUIPO...72

6.6.3.1 AJUSTE VERTICAL DE LA TUBERA....74

6.7 ARMANDO CONEXIONES.75

6.7.1 INTERPRETACIN DEL PATRN DE MOVIMIENTOS.76

6.8 QUEBRANDO CONEXIONES76

6.8.1 INTERPRETACIN DEL PATRN DE MOVIMIENTOS.77

6.9 AJUSTANDO EL TORQUE DE ENROSCADO....78

6.9.1 PROCEDIMIENTO....79

6.10 DIFERENCIAS PERMITIDAS PARA LA UNIN DE

HERRAMIENTAS... 80

6.11 DIMENSIONES DE LA ST80.......80

6.12 ESPECIFICACIONES GENERALES82

6.13 CONJUNTO DE LA LLAVE DE TORQUE...82

6.14 ORIENTACIN Y TOLERANCIAS PARA LA INSTALACIN82

CAPTULO VII ....84

7 ESTUDIO Y ANLISIS TCNICO84

7.1COMPARACIN DE TIEMPOS.......84

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XIV

7.1.1 COMPARACIN DE TIEMPOS ARMANDO PARADAS.....84

7.1.1.1 TIEMPOS DEL RIG 138....847.1.1.2 ANLISIS DE RESULTADOS..84

7.1.1.3 TIEMPOS DEL RIG 117.....85

7.1.1.4 ANLISIS DE RESULTADOS.....85

7.1.1.5 ANLISIS COMPARATIVO.85

7.1.2 COMPARACIN DE TIEMPOS QUEBRANDO PARADAS.85

7.1.2.1 TIEMPOS DEL RIG 138.86

7.1.2.2 ANLISIS DE RESULTADOS.86


7.1.2.4 ANLISIS DE RESULTADOS..87


7.1.3 COMPARACIN DE TIEMPOS EN VIAJES DE TUBERA.87

7.1.3.1.1 COMPARACIN DE TIEMPOS DE VIAJE DESDE

SUPERFICIE AL FONDO.......87






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XV

7.1.4 COMPARACIN DE TIEMPOS DE VIAJE DESDE EL FONDO

HASTA SUPERFICIE. .897.1.4.1 TIEMPOS DEL RIG 138.89




7.1.4.5 ANLISIS COMPARATIVO..90

7.1.5 ANLISIS FINAL......91

7.2 COMPARACIN DE PROCEDIMIENTOS91

7.2.1 PROCESO DE AJUSTE CON LLAVES DE POTENCIA HT-100...92

7.2.2 PROCEDIMIENTO DE AJUSTE CON LLAVE

HIDRULICA ST-80 ...94

7.2.3 ANLISIS DE LOS PROCEDIMIENTOS...95

7.3 FIABILIDAD ....96

7.3.1 MANTENIMIENTO DEL SISTEMA HT-100...97

7.3.1.1 REVISIN DIARIA...97

7.3.1.2 INSPECCIN SEMESTRAL.....97

7.3.2 MANTENIMIENTO DEL SISTEMA ST-80.........97

7.3.2.1 REVISIN DIARIA......98

7.3.2.2 REVISIN SEMANAL.98

7.3.2.2.1 PROCEDIMIENTO DE SEGURIDAD.98

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XVI

7.3.2.2.2 REVISIN DEL ACEITE DE LA

CAJA DE ENGRANAJES....1007.3.2.3 INSPECCIN CADA DOS AOS..100

7.3.3 PROBLEMAS ASOCIADOS1007.3.4 ANLISIS DE LA FIABILIDAD.......112

7.4 COSTOS......112

7.4.1 COSTO DEL SISTEMA DE AJUSTE MANUAL112

7.4.2 COSTO DEL SISTEMA DE AJUSTE HIDRULICO.113

7.4.3 COSTO DE CONSUMIBLES....1137.4.4 ANLISIS DE COSTOS......115

7.5 SEGURIDAD. ......115

7.5.1 ATS DEL SISTEMA DE AJUSTE CON LLAVES HT-100...115

7.5.2 ATS DEL SISTEMA DE AJUSTE CON LLAVE ST-80118

7.5.3 ANLISIS..1207.6 ANLISIS DEL TORQUE121

7.6.1 CLCULO DEL TORQUE...1217.6.2 FRMULAS PARA EL CLCULO DEL TORQUE123

7.6.2.1 CLCULO.........129

7.6.2.1.1 CLCULO DE TORQUE PARA DRILLPIPE DE 5 GRADO S-135129

7.6.2.1.2 CLCULO DE TORQUE PARA DRILLPIPE DE 5 GRADO G-105...131

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XVII

7.6.2.1.3 CLCULO DE TORQUE PARA DRILLPIPE DE 5 GRADO X-95..1337.6.2.1.4 CLCULO DE TORQUE PARA DRILLPIPE DE 5 GRADO E-75..135

7.6.2.1.5 CLCULO DE TORQUE PARA DRILLPIPE DE 3 GRADO S-135137

7.6.2.1.6 CLCULO DE TORQUE PARA DRILLPIPE DE 3 GRADO G-105138

7.6.2.1.7 CLCULO DE TORQUE PARA DRILLPIPE DE 3 GRADO X-95.............................................140

7.6.2.1.8 CLCULO DE TORQUE PARA DRILLPIPE DE 3 GRADO E-75...142

7.6.3 TORQUE CON LLAVES DE POTENCIA HT.1447.6.3.1 ANLISIS..147

7.6.4 CLCULO DEL TORQUE MEDIANTE CURVAS.1477.6.4.1CURVA DE TORQUE PARA DRILL PIPE DE 5GRADO S-135....148

7.6.4.1.1 ANLISIS....150

7.6.4.2CURVA DE TORQUE PARA DRILL PIPE DE 5GRADO G-105....150

7.6.4.2.1 ANLISIS...152

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XVIII

7.6.4.3CURVA DE TORQUE PARA DRILL PIPE DE 5GRADO X-95.152

7.6.4.3.1 ANLISIS154

7.6.5 FUERZA DE TORQUE CON EL CATHEAD.1547.6.5.1SISTEMA DE DOBLE LNEA PARA EL CATHEAD DEQUIEBRE....154

7.6.5.1.1 EJEMPLO #1....156

7.6.5.1.2 EJEMPLO #2....156

7.6.5.1.3 ANLISIS...157

7.6.6 CLCULO DEL TORQUE MEDIANTE EL TIRN DELNEA.....157

7.6.6.1EJEMPLO #1.......1577.6.6.2EJEMPLO #2......1587.6.6.3EJEMPLO #3......1587.6.6.4ANLISIS......159

7.6.7 TORQUE CON LA LLAVE HIDRULICA ST-801597.6.7.1SOBRETORQUE...160

7.6.7.1.1 RANGO DE SOBRETORQUE..163

7.6.7.2ANLISIS......163CAPTULO VIII.....164

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.164

8.1 CONCLUSIONES.....164

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XIX

8.2 RECOMENDACIONES.....168

BIBLIOGRAFA.170GLOSARIO .....171

ANEXOS.....172

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XX

NDICE DE TABLAS

Tabla 3.1 Medidas estndar de conectores de tubera de 5....23Tabla 3.2 Tabla API para aplicar torque en base a los dimetros del tool joint..24

Tabla 3.3 Grados y cedencia de la tubera de perforacin.......25

Tabla 3.4 Tipos de tubera y capacidades de torque28

Tabla 3.5 Identificacin de tubera de perforacin segn su desgaste ....30

Tabla 5.1 Especificaciones Pipe Spinner .....47

Tabla 5.2 Tipos y medidas de llaves HT.52

Tabla 7.1 Tiempos del Rig 138 armando paradas con ST-80...84

Tabla 7.2 Tiempos del Rig 117 armando paradas con HT-100....85

Tabla 7.3 Tiempos del Rig 138 quebrando paradas....86

Tabla 7.4 Tiempos del Rig 117 quebrando paradas....86

Tabla 7.5 Tiempos del Rig 138 viajando al fondo con ST-80.....88

Tabla 7.6 Tiempos del Rig 117 viajando al fondo con HT-100..88

Tabla 7.7 Tiempos del Rig 138 viajando a superficie con ST-80....89

Tabla 7.8 Tiempos del Rig 117 viajando a superficie con HT-100.....90

Tabla 7.9 Costo Aproximado de un Sistema Manual de Ajuste con llaves HT-100......112

Tabla 7.10 Costo Aproximado de un Sistema Hidrulico de Ajuste con llave ST-80....113

Tabla 7.11 Costo de consumibles de la llave HT-100.....114

Tabla 7.12 Costo de consumibles de la llave ST-80...114

Tabla 7.13 Tabla A-1 Norma API RPG7....126

Tabla 7.14 Tabla # 16 Norma API SPEC 7....127

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XXI

Tabla 7.15 Tabla # 25 Norma API SPEC 7128

Tabla 7.16 Tabulacin de datos de torque para drill pipe de 5 grado S-135...149

Tabla 7.17 Tabulacin de datos de torque para drill pipe de 5 grado G-105...151

Tabla 7.18 Tabulacin de datos de torque para drill pipe de 5 grado X-95 (Tubera Nueva

y Premium Class)....153

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XXII

NDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Sistemas de una torre de perforacin..4Figura 2.2 Sistema de izaje en el taladro..5

Figura 2.3 Poleas en el sistema de izaje.6

Figura 2.4 Secuencia de seales del Top Drive...11

Figura 2.5 Instalacin del Top Drive.......12

Figura 2.6 Conexin de drill pipe al Top Drive.......14

Figura 2.7 Pipe Handler.......15

Figura 2.8 Componentes Top Drive (vista frontal)..........16

Figura 2.9 Componentes Top Drive (vista posterior).......17

Figura 3.1 Tubera de perforacin.. ..18

Figura 3.2 Conexin Caja Pin...19

Figura 3.3 Estilos y formas de rosca.........20

Figura 3.4 Dimetro de paso en punto de calibre......21

Figura 3.5 Conexin de rosca Caja-Pin........22

Figura 3.6 Medidas de conectores.......23

Figura 3.7 Heavy Weight Drill Pipe y Drill Collar......27

Figura 3.8 Identificacin de la tubera de perforacin segn norma API.....29

Figura 4.1 Posicin de las herramientas en el Rig Floor....31

Figura 4.2 Winche.......33

Figura 4.3 Vlvula de control del winche.......33

Figura 4.4 Movimientos de la mesa rotaria......37

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XXIII

Figura 4.5 Aprisionamiento de drill pipe con cuas.38

Figura 4.6 Distribucin de fuerzas en la cua......40Figura 4.7 Elevador enganchando tubera....42

Figura 4.8 Elevator Link..43

Figura 4.9 Link Tilt......44

Figura 5.1 Pipe Spinner y tubera (vista frontal)...48

Figura 5.2 Pipe Spinner y tubera (vista superior)........48

Figura 5.3 Posicin de la Pipe Spinner en la tubera........49

Figura 5.4 Instalacin de la Pipe Spinner......49

Figura 5.5 Mandos de control de la Pipe Spinner.........50

Figura 5.6 Dimensiones variables de las llaves HT.....51

Figura 5.7 Fuerza de torque en llave HT.......53

Figura 5.8 Posicin de las llaves de potencia en el Rig Floor.......54

Figura 5.9 Juegos de insertos de la llave HT-100.....55

Figura 5.10 Movimiento del cathead para armar conexiones...58

Figura 5.11 Movimiento del cathead para quebrar conexiones....59

Figura 5.12 Llaves de potencia en 45 grados.......61

Figura 5.13 Llaves de potencia en 90 grados...62

Figura 6.1 Unidad de asistencia de perforacin ST-80.....63

Figura 6.2 Conjunto de la brida a Enchufe...64

Figura 6.3 Conjunto del soporte mvil..65

Figura 6.4 Conjunto del pedestal..66

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XXIV

Figura 6.5 Conjunto de la llave de torque ST-80......67

Figura 6.6 Controles de la ST-80.....69Figura 6.7 Ajustando la presin en la ST-80.....71

Figura 6.8 Ajuste vertical de la ST-80......74

Figura 6.9 Mando de control de la ST-80..75

Figura 6.10 Patrn de movimientos depalancas para armar conexiones......75

Figura 6.11 Patrn de movimientos de palancas para quebrar conexiones.......77

Figura 6.12 Ajustando el torque........79

Figura 6.13 Diferencias mximas permitidas....80

Figura 6.14 Dimensiones de la ST-80.......81

Figura 6.15 Orientacin para la instalacin de la ST-80...83

Figura 7.1 Puntos de engrasamiento de la ST-80..99

Figura 7.2 Puntos de pellizco de la llave ST-80......119

Figura 7.3 Variables que intervienen en el clculo del torque....125

Figura 7.4a Curva de torque para conexiones NC50......148

Figura 7.4b Curva de torque para conexiones NC50 .........150

Figura 7.4c Curva de torque para conexiones NC50..........152

Figura 7.5 Sistema de doble lneapara el cathead de quiebre.........155

Figura 7.6 Fuerzas que actan en la polea simple mvil.........155

Figura 7.7 Puntos de contacto de las llaves HT-100 y ST-80.....163

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XXV

NDICE DE GRFICOS

Grfico 2.1 Malacate..........7Grfico 2.2 Bloque Viajero y Gancho...8

Grfico 2.3 Conectores.19

Grfico 4.1 Lifting caps34

Grfico 4.2 Lifting subs....35

Grfico 4.3 Mesa Rotaria..36

Grfico 4.4 Cua de drill pipe..38

Grfico 4.5 Insertos de cua para drill pipe y drill collars39

Grfico 4.6 Cua para drill collars....39

Grfico 4.7 Elevadorpara drill pipe.....41

Grfico 4.8 Elevador en elevator links............41

Grafico 5.1 Pipe Spiner.....45

Grfico 5.2 HPU......46

Grfico 5.3 Partes de la llave HT 100.....55

Grfico 5.4 Cathead de giro y Cathead de quiebre..56

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XXVI

NDICE DE FOTOS

Foto 5.1 Torqumetro.......59Foto 5.2 Indicador de tensin en la lnea.....60

Foto 7.1 Instalar las cuas y aprisionar la tubera....92

Foto 7.2 Colocar la parada en la caja de la tubera inferior.........92

Foto 7.3 Enroscar la parada con la pipe spinner..92

Foto 7.4 Colocar las llaves HT 100 en posicin para torquear la conexin.....93

Foto 7.5 Torquear la conexin activando el cathead....93

Foto 7.6 Colocar la parada en la caja de la tubera inferior..94

Foto 7.7 Acercar la ST-80 a la tubera y sujetar las mordazas......94

Foto 7.8 Enroscar la tubera.....94

Foto 7.9 Separar las mordazas.....95

Foto 7.10 Revisin de cables y BTAs de la HT-100.....116

Foto 7.11 Puntos de pellizco de la llave HT-100....116

Foto 7.12 Ranuras de alivio en el pin.122

Foto 7.13 Tubera con sobretorque por pesca con back off161

Foto 7.14 Conjunto de llave de torque y rodillos de la ST-80 superior e inferior..162

Foto 7.15 Conexin de tubera en la ST-80........163

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XXVII

NDICE DE CUADROS

Cuadro 7.1 Comparacin de tiempos entre sistema hidrulico y manual....91Cuadro 7.2 Diferencia de procedimientos entre HT-100 y ST-80...96

Cuadro 7.3 Problemas Asociados con la HT-100...101

Cuadro 7.4 Problemas Operativos con la ST-80....102

Cuadro 7.5 Problemas de posicionamiento vertical con la ST-80.103

Cuadro 7.6a Problemas asociados con la ST-80....104

Cuadro 7.6b Problemas asociados con la ST-80....105

Cuadro 7.6c Problemas asociados con la ST-80....106

Cuadro 7.6d Problemas asociados con la ST-80....107

Cuadro 7.6e Problemas asociados con la ST-80....108

Cuadro 7.6f Problemas asociados con la ST-80.....109

Cuadro 7.6g Problemas asociados con la ST-80....110

Cuadro 7.6h Problemas asociados con la ST-80....111

Cuadro 7.7 ATS del sistema HT 100 antes de las operaciones..115

Cuadro 7.8 ATS viajando fuera del hueco con el sistema de ajuste HT-100.114

Cuadro 7.9 ATS ajustado tubera con el Sistema ST-80115

Cuadro 7.10 Relacin entre conexin numerada y conexin equivalente.122

Cuadro 7.11 Fuerza de torque con llave de potencia HT-100 (rango de 4 a 17)144

Cuadro 7.12 Fuerza de torque con llave de potencia HT-65 (rango de 3 a 17)...145

Cuadro 7.13 Fuerza de torque con llave de potencia HT-55 (rango de 3 a 13 3/8)..145

Cuadro 7.14 Fuerza de torque con llave de potencia HT-35 (rango de 2 3/8 a 10 3/4)...146

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XXVIII

Cuadro 7.15 Fuerza de torque con llave de potencia HT-14 (rango de 2 3/8 a 7)...146

Cuadro 7.16 Tabulacin de resultados para torque de tubera de 5 Grado S-135.149

Cuadro 7.17 Tabulacin de resultados para torque de tubera de 5 Grado G -105....151

Cuadro 7.18 Tabulacin de resultados para torque de tubera de 5 Grado X-95..153

Cuadro 7.19 Relacin entre torque y corriente del motor (TDS-11 Varco)160

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XXIX

NDICE DE ANEXOS

Anexo #1: Posicin de las llaves en el Rig Floor (Driller Side).172Anexo #2: Posicin de las llaves en el Rig Floor (Off Driller Side)..173

Anexo #3: Secuencia para la instalacin de la ST-80.....174

Anexo #4: Inspeccin y lubricacin de la ST-80175

Anexo # 5: Reemplazando rodillos en la ST-80.176

Anexo #6: Diagrama de partes de la HT-100..177

Anexo #7: Puntos de lubricacin de la Pipe Spinner..178

Anexo #8: Instalacin Hidrulica de la Pipe Spinner.179

Anexo #9: Tabla 10 Norma API RP7G (Torques recomendados para drill pipe de 4 a

6 5/8).180

Anexo #10: Tabla 10 Norma API RP7G (Torques recomendados para drill pipe de 2 3/8 a

3 1/2).....181

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XXX

NDICE DE ECUACIONES

Ecuacin1: Hmx a 45

o

.......61Ecuacin2: Hmx a 90o.......................................62

Ecuacin 3: Torque (T)...123

Ecuacin 4: rea (Ab)123

Ecuacin 5: rea con ranuras de alivio (Ap)..124

Ecuacin 6: rea sin ranuras de alivio (Ap)...124

Ecuacin 7: B..124

Ecuacin 8: Rt.124

Ecuacin 9: Rs.125

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XXXI

RESUMEN

La perforacin de pozos petroleros ha evolucionado desde sus inicios hasta convertirseprcticamente en una ciencia donde intervienen ingenieras de toda ndole: mecnica

hidrulica, neumtica, elctrica, electrnica, petrleos, etc.

El ajuste de tubera de perforacin podra considerarse una pequea ciencia dentro del gran

universo de la perforacin, y es precisamente ese el principal afn de esta tesis, describir el

funcionamiento de un sistema de ajuste de tubera sea este manual o hidrulico, y as mismo

describir el funcionamiento y operacin de las herramientas que intervienen en la

perforacin de un pozo. La propuesta de esta tesis incluye un estudio sobre el desarrollo y

aplicacin del clculo de torque en base a la formula API.

El captulo 1 corresponde a la introduccin donde se explica la idea global de esta tesis

sealando los objetivos generales y especficos, la justificacin, la hiptesis y la

metodologa que se va a usar.

El captulo 2 da una descripcin breve sobre los sistemas de la torre y se centra en describir

en detalle el sistema de izaje de una torre de perforacin: malacate, corona, bloque viajero,

gancho, ancla de lnea muerta y top drive.

El captulo 3 trata sobre la tubera de perforacin y muestra todos los conceptos bsicos que

existen sobre la tubera en s: componentes, conectores, conexiones caja-pin, estilos y

conexiones de rosca, tipos y grados de tubera, capacidades de torque, hardbanding y las

grasas que se aplican en el momento del ajuste.

El captulo 4 explica el funcionamiento y operacin de otras herramientas y accesorios que

intervienen en el ajuste de tubera: winches, lifting subs, lifting caps, mesa rotaria, cuas,

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XXXII

elevador y elevator links.

El captulo 5 trata sobre el sistema de ajuste con llaves manuales HT, los tipos de llavesHT, sus rangos de funcionamiento, la posicin de las llaves para quebrar y para armar

conexiones de tubera, la aplicacin de torque, la funcin del cathead, la regulacin del

torque y la formula API para el clculo de altura mxima del tool joint sobre las cuas.

El captulo 6 describe el sistema de ajuste con llave hidrulica ST-80, comprende la

operacin y funcionamiento de la herramienta, el sistema de control, el patrn de

movimientos de los mandos para armar y quebrar tubera, el ajuste del torque, las

especificaciones y la orientacin y tolerancia para la instalacin de la herramienta.

En el captulo 7 se realiza el anlisis y estudio tcnico de ambos sistemas de ajuste. El

estudio y anlisis se centra en los siguientes aspectos: comparacin de tiempos de viaje,

comparacin de tiempos armando y quebrando, comparacin de procedimientos operativos,

fiabilidad, mantenimiento, costos de instalacin, costos operativos, seguridad y un anlisis

de torque entre ambas herramientas, desarrollando previamente la frmula para el clculo

de torque segn la norma API RP7G y aplicndola para tuberas de 5 y 3 de diferente

grado (S-G-X-E). Tambin se analiza el clculo de torque mediante curvas y mediante el

tirn de lnea del cathead, se analiza el sistema de doble lnea con polea para el cathead de

quiebre y finalmente se analizan los problemas que se han presentado para quebrar tubera

con la ST-80 cuando la tubera ha sido sobretorqueada.

Finalmente en el captulo 8 se presentan las conclusiones y recomendaciones de este

estudio.

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XXXIII

SUMMARY

Drilling oil wells has evolved from its beginnings until becoming a science practically

where engineering of all nature intervene: hydraulic, pneumatic, electric electronic

mechanics, petroleum, etc.

The adjustment of drilling pipe could be considered a small science inside the great

universe of drilling, and it is in fact that the main desire of this thesis, to describe the

operation of a system of pipe adjustment if it is manual or hydraulic, and likewise todescribe the operation and operation of many tools that intervene in drilling. The proposal

of this thesis includes a study on the development and application of the torque calculation

based on the API formula.

Chapter 1 is the introduction which explains the whole idea of this thesis by pointing to the

general and specific objectives, rationale, assumptions and methodology to be used.

Chapter 2 gives a brief description of the tower systems and focuses on describing in detail

the lifting system of a derrick, drawworks, crown block, traveling, hook, dead line anchor

and top drive

Chapter 3 is on the drill pipe and displays all the basic concepts that exist on the pipe itself:

components, connectors, box-pin, threaded connection styles and types and grades of pipe,

torque capacity, hardbanding and the grease that are applied at the time of adjustment.

Chapter 4 is on the functioning and operation of other tools and equipment involved in the

setting of pipe: winches, lifting subs, lifting caps, rotary table, slips, elevator and elevator

links.

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XXXIV

Chapter 5 is on the adjustment system with manual tongs HT, HT tong types, their

operating ranges, the position of the tongs to break and make up pipe connections, theapplication of torque, the role of the cathead, the regulation of torque and the API formula

for calculating the maximum height of the tool joint on the slips.

Chapter 6 is the adjustment system with ST-80 hydraulic tong, it includes operating and

functioning of the tool, the control system, the pattern of movement of controls to make up

and break pipes, adjusting the torque, the specifications and orientation and tolerance for

the installation for the tool.

Chapter 7 is the analysis and technical study of both systems setting. The study and analysis

focuses on the following aspects: comparison of travel times, compared make up and

breaking times, compared operating procedures, reliability, maintenance, installation costs,

operating costs, safety and an analysis of torque between the two tools, previously

developed the formula for calculating torque according to API RP7G and pipe applications

5 "and 3 " of varying degrees (S-G-X-E). It also discusses the calculation of torque by

using the pulling line and torque curves, discusses the double line with pulley for the break

cathead and finally analyzes the problems that have arisen to break pipe with the ST-80

when the pipe has been overtorque.

Finally in Chapter 8 presents some conclusions and recommendations of this work.

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XXXIV

CAPTULO I

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CAPTULO I

1. INTRODUCCINLa tarea ms rutinaria en cualquier taladro de perforacin despus de la misma perforacin

es la corrida de tubera. Los ajustes de conexiones de tubera son por ende una de las tareas

ms repetitivas en la mesa del taladro. Para realizar esta tarea se ha evolucionado desde el

enrosque con cadena hasta las herramientas actuales como la llave hidrulica Varco ST-80,

que en todo su conjunto suprime herramientas tradicionales para el enrosque y desenrosque

de tubera como son las llaves manuales, la pipe spinner y el cathead. Mientras dure la

perforacin del pozo las corridas de tubera siempre estarn presentes, ya sea para viajar al

fondo, para viajar a superficie, desarmar las paradas y quebrar la tubera.

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMAEstudiar y analizar tcnicamente los sistemas de ajustes de tubera de perforacin con

llaves manuales HT-100 y con llave hidrulica ST-80 y determinar cual sistema funciona

con ms fiabilidad, seguridad y eficiencia en un taladro de perforacin, tomando en cuenta

los procedimientos operativos de cada herramienta. Mediante este estudio va a ser posible

encontrar soluciones a los diversos problemas que surgen en la operacin de ambos

sistemas.

1.2 OBJETIVOS1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Determinar el funcionamiento y operacin de los sistemas de ajuste manual e hidrulico en

las corridas de tubera en la perforacin de pozos petroleros y establecer una comparacin

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tcnica entre ambos sistemas con la finalidad de establecer la mejor opcin de

equipamiento para un taladro de perforacin.

1.2.2 OBJETIVOS ESPECFICOS

Explicar el funcionamiento de todas las herramientas que se utilizan en corridas detubera de perforacin.

Indicar los conceptos bsicos sobre la instalacin, operacin y funcionamiento deuna llave hidrulica ST-80.

Sealar ventajas y desventajas entre los sistemas de ajuste manual e hidrulico. Estudiar el diseo de ambas herramientas para implementar mejoras en su

operacin rutinaria.

1.3 JUSTIFICACIN

La llave hidrulica ST-80 facilita las operaciones en los viajes o corridas de tubera, elimina

las llaves manuales y el uso del cathead para torquear ya sea enroscando o desenroscando y

tiene la versatilidad de trabajar con diferentes dimetros desde 3 hasta 8 . La llave

ST-80 suprime en su conjunto herramientas tradicionales usadas en el sistema de ajuste

manual pero no necesariamente por eso podramos considerar a este sistema superior. Si

bien es cierto entre ambos sistemas existe una gran diferencia de operacin y

funcionamiento, son estas mismas diferencias las que nos van a permitir visualizar y

entender la superioridad de cada sistema en aspectos tcnicos especficos.

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1.4 HIPTESIS

Establecer la superioridad de cada sistema de ajuste en los siguientes aspectos tcnicos:

eficiencia en tiempos de viaje, armando y quebrando tubera; fiabilidad, procedimientos

operativos, seguridad, costos de instalacin, mantenimiento y torque.

1.5 METODOLOGAEl mtodo de investigacin va a ser directo. Se va usar como referencia el Rig 117 de

Helmerich & Payne donde se est usando el ajuste de tubera con sistemas de llaves

manuales HT-100 y el Rig 138 de Helmerich & Payne donde se est usando el sistema de

ajuste con llave hidrulica ST-80. As mismo se analizaran las formulas para el clculo de

torque para diferentes conexiones y grados de tubera en base a normas API. Las variables

independientes que van a intervenir en esta investigacin son: tiempos de viaje desde el

fondo hasta superficie, tiempos de viaje desde superficie hasta el fondo, tiempos armando

tubera y tiempos quebrando tubera. Las variables dependientes son los problemas

operativos de cada sistema y los costos de instalacin y mantenimiento. Finalmente la

variable interviniente ser la experiencia y destreza del personal operativo en la mesa del

taladro.

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CAPTULO II

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CAPTULO II

2. SISTEMAS DE UN TALADRO DE PERFORACINLos sistemas de un taladro de perforacin son los siguientes:

Sistema de Izaje: Malacate, Corona, Bloque Viajero, Gancho y Top Drive. Sistema de Lodos: Tanques y Bombas de lodo. Sistema de Energa: Generadores diesel-elctricos, Compresores de aire y Unidades

de potencia hidrulica.

BOP (Blow Out Preventor): Preventor de Reventones y Choke Manifold. BHA-drill pipe: Ensamblajes de fondo y Tubera de perforacin.

Figura 2.1 Sistemas de un taladro de perforacin

Fuente: Propia

Elaborado por: Juan Novoa

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2.1 SISTEMA DE IZAJEEl sistema de izaje en un taladro comprende el malacate, la corona el bloque viajero, el

gancho, el ancla de lnea muerta y el top drive. El cable de perforacin pasa a travs de las

poleas de la corona y el bloque viajero y uno de sus extremos va a una grapa de anclaje

llamada Ancla de Lnea Muerta.La seccin del cable de perforacin que une al tambor

con el bloque corona se llama lnea rpida. Por esto; durante las operaciones de izaje, si hay

10 lneas entre el bloque corona y el bloque viajero, la lnea rpida viaja 10 veces ms

rpido que el bloque viajero, para poder enrollar o desenrollar la cable de perforacin del

tambor. Por cada lnea que pasa entre la corona y el bloque viajero el peso del gancho y la

sarta de perforacin se divide para cuatro por la accin mecnica de las poleas. (5)

Figura 2.2 Sistema de izaje en el taladro

Fuente: Manual de Perforacin

Elaborado por: Schulumberger

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Figura 2.3 Poleas en el sistema de izaje



2.2 MALACATE (DRAWWORKS)Consiste en un ensamblaje con una bobina o tambor de acero, frenos, motores elctricos,

ejes, cadenas y engranajes para cambio de velocidades o giro en reversa. En la bobina esta

enrollado el cable de perforacin. Su principal accin es enrollar (accionado por motor) y

desenrollar (accionado por gravedad) el cable de perforacin que mueve mediante un

sistema de poleas al bloque viajero y al Top Drive. El cable de perforacin se enrolla varias

veces en el tambor y pasa a travs de las poleas de la corona y el bloque viajero.

Como regla general el malacate debe tener 1 HP por cada 10 pies a perforar. Segn esto un

pozo de 20,000 pies requiere de un malacate de 2,000 HP. (5)

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Grfico 2.1 Malacate



2.3 CORONAEs un bloque localizado en el tope de la torre mstil. Contiene un nmero de poleas donde

se enrolla el cable de perforacin. El bloque corona provee los medios para llevar el cable

de perforacin desde el tambor del malacate hasta el bloque viajero. El bloque corona es

estacionario y est firmemente montado sobre el tope de la torre mstil. Cada polea dentro

del bloque corona acta como una polea individual.

2.4 BLOQUE VIAJEROEs un bloque con forma de diamante que contiene un nmero de poleas menor al que hay

en el bloque corona, girando sobre un eje comn.

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2.5 GANCHOConecta el Top Drive con el bloque viajero. El gancho soporta todo el peso de la sarta deperforacin.

Grfico 2.2 Bloque Viajero y Gancho

Fuente: Propia


2.6 ANCLA DE LNEA MUERTAEl cable de perforacin se hace pasar (enhebrado) a travs 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 asegurado con una grapa en el ancla de lnea muerta. El ancla de

lnea muerta sirve para fijar la ltima lnea que viene del bloque corona y para permitir el

suministro de cable de perforacin nuevo desde el carrete donde se encuentra almacenada

cada vez que se requiera correr y/o cortar el cable desgastado. El cable de perforacin usado

es corrido hacia el tambor y despus cortado y desechado del sistema. La prctica de

deslizar y cortar ayuda a incrementar la vida til del cable de perforacin. (5)

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2.7 TOP DRIVEEl Top Drive es un sistema de rotacin con impulso en el tope de la sarta. Reemplaz lossistemas antiguos de perforacin con Kelly y mesa rotaria. Ventajas del Top Drive sobre el

sistema de Kelly:

a) Permite circular mientras se repasa el hoyo hacia arriba.b) Se puede circular el pozo mientras se baja o se saca la tubera en paradas (tramos

dobles o triples).

c) El top drive permite perforar con una parada completa o 3 sencillos a la vez (94.5pies por parada) El sistema de kelly slo puede hacer lo anterior en tramos sencillos;

o sea de 31 pies

d) El uso del link tilt en el Top Drive permite posicionar los elevadores en 4direcciones (adelante, atrs, izquierda, derecha).

2.7.1 FUNCIONAMIENTOLa potencia de un equipo de perforacin moderno es comnmente generado por unidades

de potencia diesel-elctricas. La potencia producida es de corriente alterna (AC) que luego

es convertida a corriente directa, (DC) por el Rectificador SCR (Silicon Controlled

Rectifier). La corriente se transmite a travs de cables hasta los motores elctricos

acoplados en forma directa a los diferentes equipos como bombas de lodo, mesa rotaria,

malacate, etc. (5).

El Top Drive tiene su propio Rectificador llamado TDS house. El Top Drive funciona con

una corriente alterna de 600 voltios. Desde la consola del perforador se recibe y se enva

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seales en miliamperios al TDS house. Estas seales son interpretadas por un sistema de

control automtico (PLCs) el cual enva las seales de potencia hacia los motores del topdrive. El cable de control del top drive se denomina service loop. El service loop est

dividido en 3 cables de control, as:

a) Un cable de 3 fases de 600 voltios para los motores de 400 HP.b) Un cable de 18 pines para los motores de enfriamiento y el motor hidrulico.c) Un cable de 42 pines para los controles de las electrovlvulas y auxiliares.

El tipo de Top Drive se ha estandarizado en los taladros de H&P Ecuador, y el modelo

instalado en casi todos los taladros es el TDS-11 de Varco, el mismo que funciona con 5

motores elctricos independientes:

a) Dos motores elctricos de 600 voltios y 400 HP conectados mediante un sistema deengranajes a un solo eje que provee el movimiento de rotacin a la sarta. Cuando la

sarta esta rotando (el movimiento de rotacin es en sentido horario), cada motor del

Top Drive gira en la misma direccin.

b) Dos motores de enfriamiento de 5HP, uno en cada motor elctrico para enfriarlos yevitar que se sobrecalienten.

c) Un motor de 10 HP para todas las funciones hidrulicas.Cabe anotar que el Rig 138 es el nico taladro de H&P Ecuador que todava usa un modelo

diferente de Top Drive, el TDS-4, este modelo posee un solo motor de corriente directa de

1,100 HP y un motor de enfriamiento de 10 HP.

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Figura 2.4 Secuencia de seales del Top Drive

Fuente: Propia


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2.7.2 INSTALACINEl top drive est instalado sobre rieles. Las rieles permiten que el top drive se desliceverticalmente hacia arriba (activando el malacate) o hacia abajo (por gravedad y

controlando la velocidad con el freno del malacate). En la parte superior las rieles estn

colgadas en la base de la corona mediante un arpn y en la parte media e inferior las rieles

se sostienen al mstil con dos dispositivos denominados intermediate tie back y lower tie

back.

Figura 2.5 Instalacin del Top Drive

Fuente: Propia


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2.7.3 CONEXIONESLas conexiones en el top drive son para el lodo en la parte superior y para el drill pipe en laparte inferior.

2.7.3.1 CONEXIN DE LODOLa conexin de lodo en el top drive se hace a travs de una manguera de 3 x 75

llamada kelly hose o manguerote. El manguerote se conecta al top drive por la parte

superior en el cuello de ganso (S pipe) y al otro extremo se conecta a la lnea del stand

pipe que viene desde las bombas de lodo. (13)

2.7.3.2 CONEXIN DE DRILL PIPELa conexin de drill pipe se hace directamente al saber sub. El saber sub es un substituto

pin-pin 4 IF x 6 REG, la conexin 6 va conectada en el lower IBOP del Top

Drive. El saber sub va acoplado a un sistema de control de pozo que consta de 2 vlvulas:

a) Upper IPOB: Es una vlvula automtica que se activa hidrulicamente.Permanece abierta mientras se perfora y se la cierra para hacer las conexiones de tubera.

Cada vez que se hace una conexin se apagan las bombas de lodo y al cerrar esta vlvula se

evita que se riegue el lodo acumulado dentro del top drive en la mesa del taladro

b) Lower IBOP: Es una vlvula manual, y se la cierra generalmente cuando se hacenpruebas de test de BOP. Tambin acta como una vlvula de seguridad ya que se la cierra

en casos de arremetidas de pozos. (13).

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Figura 2.6 Conexin de drill pipe al Top Drive

Fuente: TDS-11 Manual

Elaborado por: Varco

2.7.4 PIPE HANDLERPara torquear las conexiones de drill pipe con el top drive se utiliza el pipe handler, que es

un dispositivo con un par de insertos (frontales y posteriores) que se activan con 2 gatos

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hidrulicos para aprisionar la caja del tool joint y torquear la tubera al saver sub del top

drive ya sea armando o quebrando. Para quebrar el top drive gira en sentido anti-horario ypara armar en sentido horario. El top drive posee un sistema de contra balance automtico

(counter balance) activado por gatos hidrulicos que levantan el top drive hacia arriba en el

momento que se torquea la tubera con el pipe handler, esto evita que el peso del top drive

(35,000 libras para el TDS-11) se asiente en la tubera en el momento de la conexin.

Figura 2.7 Pipe Handler

Fuente: Pipe Handler Manual


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2.7.5 COMPONENTESLos componentes del Top Drive se detallan en las siguientes figuras. (13)

Figura 2.8 Componentes Top Drive (vista frontal)



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Figura 2.9 Componentes Top Drive (vista posterior)



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CAPTULO III

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CAPTULO III

3. TUBERA DE PERFORACIN (DRILL PIPE-DP)

Las principales funciones de la tubera de perforacin son las de servir como conducto o

conductor del fluido de perforacin y transmitir la rotacin desde la superficie hasta la

broca en el fondo.

3.1 COMPONENTESLos componentes de la tubera de perforacin son un tubo cilndrico sin costura exterior y

pasaje central fabricado de acero fundido o de aluminio extrudo y dos conectores de rosca

acoplados en los extremos del cuerpo tubular sin costura. Los conectores son llamados caja

y pin.

Figura 3.1 Tubera de perforacin

Fuente: Propia


3.1.1 CONECTORESLos conectores proporcionan la conexin entre los componentes de la sarta de perforacin.

Son piezas metlicas soldadas al cuerpo tubular sin costuras y suficientemente gruesos y

fuertes para cortar en ellos roscas de pin y de caja. Pin y caja conforman el tool joint (o tong

space) de la tubera, es decir es el espacio de maniobra para las herramientas de ajuste.

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Grfico 3.1 Conectores

Fuente: Propia


Los conectores de la tubera deben tener la misma o mayor fuerza axial que el cuerpo de la

tubera, deben aceptar las mismas cargas de doblamiento que el cuerpo de la tubera y

deben tener el mismo desempeo con la presin que la tubera. La realidad es que el 90%

de las fallas en la tubera de perforacin ocurren en la conexin. (5)

3.1.2 CONEXIONES CAJA-PINFuncionan como un ajuste por friccin. La fuerza hacia abajo se convierte en componentes

de fuerza vertical y horizontal. La interferencia proporciona integridad a la presin. Al

agregar roscas se agrega proteccin al desacople por tensin. (5)

Figura 3.2 Conexin Caja Pin

Fuente: Propia


PIN

CAJA

Conexin Caja Conexin Pin

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3.1.3 ESTILOS Y FORMAS DE ROSCAA continuacin se detallan los estilos y formas de roscas ms comunes en la industria de la

perforacin: (5)

Figura 3.3 Estilos y formas de rosca



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El estilo de rosca ms comn en la tubera de perforacin es la NC (siglas de Numbered

Connection) o Conexin Numerada por su traduccin al espaol.La rosca tiene una forma de V y se identifica por el dimetro de paso, medido en un punto

que est a 5/8 de pulgada desde el hombro. (5)

El Nmero de Conexin es el dimetro del paso multiplicado por 10 y truncado a los dos

primeros dgitos (XY)

Por ejemplo si el dimetro de paso es 5.0417 pulgadas esta es una conexin NC50, asi:

5.0417 x 10 = 50.417

Los primeros dos dgitos: 50

Por lo tanto, la conexin numerada ser: NC 50

El tamao de una conexin rotatoria con hombro se refiere a su dimetro de paso en punto

de calibre a 5/8 de pulgada desde el hombro y se especifica NC (XY).

Figura 3.4 Dimetro de paso en punto de calibre



Dimetro de paso

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3.1.4 CONEXIN DE ROSCA CAJA-PINLa conexin de la tubera de perforacin es de forma en V, perfil de rosca truncada en tubo

y acople. La rosca est externamente encordada en ambos extremos del tubo plano (sin

refuerzos). Los tramos tubulares se unen con un acople provisto de roscado interno. El

perfil de la rosca tiene cuerda y races truncadas con un ngulo de 30 grados respecto a la

vertical del eje de la tubera; tiene 8 roscas por pulgada y un ahusamiento de 0.75 por pie.

(5)

Figura 3.5 Conexin de rosca Caja-Pin



3.1.5 MEDIDAS DE LOS CONECTORESLos conectores son definitivamente la parte de la tubera que siempre tiende a daarse

despus de un determinado tiempo de rotacin, es por eso que es recomendable hacer una

inspeccin con partculas magnticas cada 1,000 horas de rotacin incluyendo los

tiempos de circulacin de lodo.

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Los conectores de la tubera de perforacin tienen una medida estndar establecida por la

norma API RP7G-2, lo que determina su reparacin despus de la inspeccin. Las medidasestndar de los conectores se muestran en la siguiente tabla (medidas en pulgadas): (7)

Tabla 3.1 Medidas estndar de conectores de tubera de 5

OD min 6 5/16 Max diam Bv 6 5/64ID max 3 13/32 Min TS Pin 4 Min Shoulder 29/64 Min TS Box 6 1/8Min Seal 21/64MaxQc 5 3/8

Fuente: Norma API RP7G-2

Elaborado por: API

Figura 3.6 Medidas de Conectores

Fuente: Norma API RP7G-2


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3.1.6 APLICANDO TORQUE EN LOS CONECTORESTodas los acoples API tienen un punto de cedencia mnimo de 120,000 lbs/pulg

2

independientemente del grado de la tubera de perforacin en la que se usen (E, X, G, S).

API fija la resistencia a la torsin del acople en 80 % de la resistencia a la torsin del tubo,

esto equivale a una razn de resistencia a la torsin de 0.8. Se define el punto de cedencia

como el esfuerzo de tensin que se requiere para producir una elongacin total de 0.5% de

la longitud medida de un espcimen de prueba, determinado por un extensmetro o

multiplicando divisores. El torque para conectar se determina por el dimetro interno del

pin y el dimetro externo de la caja. El torque de conexin es 60 % de la capacidad de

torsin del acople. La ecuacin para determinar la fuerza de conexin se puede obtener de

la Norma API RP7G. API ha desarrollado una serie de tablas para encontrar el torque de

conexin recomendado para cualquier conexin si se tiene el dimetro externo de la caja y

el dimetro interno del pin. (6)

Fuente: Norma API RP7G

Elaborado por: API

Tabla 3.2 Tabla API para aplicar torque en base a los dimetros del tool joint

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3.2 CLASIFICACIN DE LA TUBERA DE PERFORACINSe la puede clasificar en base a los siguientes criterios:Tamao: de 2-3/8 a 6-5/8 (Dimetro Externo del Cuerpo)

Rangos de Longitud: R-1 de 18 a 22 pies, R- 2 de 27 a 30, R- 3 de 38 a 45

Grado del Acero: D-55,E75, X95, G105, S135.

Los nmeros indican la resistencia mnima a la cedencia del material en 1,000 libras. (5)

Tabla 3.3 Grados y cedencia de la tubera de perforacin (en libras por pulgada cuadrada)



Peso Nominal: Depende de los diversos rangos de tamao y peso.

Desgaste: La tubera de perforacin tiene varias clases debido a su desgaste y uso:

Clase 1 (Nueva):Sin desgaste. No ha sido usada antes Premium:Desgaste uniforme y el espesor de pared remanente es por lo menos un

80% del tubular nuevo.

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Clase 2: Tubera con un espesor de pared remanente de al menos 65% con todo eldesgaste sobre un lado con lo que el rea seccional es todava premium

Clase 3: Tubera con espesor de pared de al menos 55% con el desgaste localizadosobre un lado.

3.2.1 HEAVY WEIGHT DRILL PIPE Y DRILL COLLARS (HWDP & DC)

Los heavy weights y drill collars se usan para armar los ensamblajes de fondo, tambinconocidos como BHA por sus siglas en ingls (Bottom Hole Assembly). El heavy weight

(HWDP) tiene mayor espesor de pared y acoples ms largos que la tubera de perforacin

regular y un refuerzo metlico externo en el centro del cuerpo del tubo. Tambin disponible

con diseo exterior en espiral. El diseo de espiral ayuda a la movilizacin y transportacin

de slidos y ripios a superficie. Sirve como elemento de transicin entre los drill collars y la

tubera de perforacin. Previenen el pandeo o flexibilidad entre el ensamblaje de fondo y la

tubera de perforacin. Es usado extensamente en perforacin direccional. En ocasiones se

utiliza en reemplazo de los drill collars. Mantiene la tubera de perforacin rotando en

tensin. No se debe usar para proporcionar peso sobre la barrena en condiciones normales.

Los drill collars (DC) tambin tienen un mayor espesor de pared y se usan para

proporcionar peso a la broca y al ensamblaje de fondo. Los drill collars antimagnticos son

usados para incorporar herramientas MWD y LWD. (Measurement While Drilling &

Logging While Drilling)

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Figura 3.7 Heavy Weight Drill Pipe y Drill Collar



3.3 TIPOS DE TUBERA Y CAPACIDADES DE TORQUEEl ajuste por friccin en las conexiones se lo hace torqueando la tubera. La fuerza de

torque es la que proporcionan las llaves al momento del ajuste. Las medidas de torque

varan segn el tipo de tubera y es vital saber esta informacin al momento de hacer las

conexiones. El tirn de lnea corresponde a la fuerza recomendada para torquear la tubera

con un tirn de llave manual.

3.4 HARDBANDINGEl hardbanding es la aplicacin de un recubrimiento con bandas de metal duro sobre el

dimetro externo en la base del tool joint donde la tubera est ms expuesta al desgaste. La

aplicacin de hardbanding se hace mediante un proceso de suelda (arco elctrico o gas

oxigeno). Las bandas aplicadas en el hardbanding son una aleacin de metales y pueden ser

de carburo de tungsteno, aleacin de cromo, aleacin de titanio o una mezcla de estos. La

aplicacin de hardbanding se da para tubulares nuevos (de fbrica) y usados (reparacin).

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Tabla 3.4: Tipos de tubera y capacidades de torque

DRILL PIPE

DRILL PIPE(DP)

PESOLbs/pie CONEXIN

TORQUERECOMENDADO

lbs/pie

TIRN DELINEA

lbs

5 DP (6 5/8X 3 1/4TJ) 19.5 4 IF 31,020 7,386

3 DP ( 4 7/8 X2 9/16TJ)

13.3 3 IF 12,120 2,886

HEAVY WEIGHT DRILL PIPE

HEAVY WEIGHT(HWDP)

PESOLbs/pie CONEXIN

TORQUERECOMENDADO

lbs/pie

TIRN DELINEA

lbs

5 HWDP (6 5/8 X3 1/16 TJ)

49.7 4 IF 33,800 8,048

3 1/2 HWDP (4 X2 3/8 TJ)

23.2 3 IF 11,500 2,738

DRILL COLLARS

DRILL COLLARS(DC)

PESOLbs/pie CONEXIN

TORQUERECOMENDADO

lbs/pie

TIRN DELINEA

lbs

8 DC 150 6 5/8REG

53,930 13,226

6 DC 91 4 1/2 XH 28,090 6,889

4 DC 47 3 IF 9,990 2,450

Fuente: H&P


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3.5 IDENTIFICACIN DE LA TUBERA DE PERFORACINLa identificacin de tubera de perforacin est regulada por una norma API y permite

visualizar datos importantes sobre la tubera. La identificacin viene impresa en la base del

pin. A continuacin se muestra un ejemplo de la identificacin API para tubera de

perforacin. (6)

Figura 3.8 Identificacin de la tubera de perforacin segn norma API


Elaborado por: API

1 2 3 4 5

ZZ 6 70 N E

1. Compaa fabricante del tool jointZZ Company (caso ficticio)

2. Mes de suelda6-Junio

3. Ao de suelda70-1970

4. Smbolo de la compaa fabricante de la tuberiaN-United Steel Company

5. Grado de la tuberaE-Grado E75

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Otra identificacin que existe en la tubera de perforacin permite clasificarla de acuerdo a

su desgaste, esta identificacin est basada en un sistema de bandas y colores pintados enlos tool joints de la tubera como se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 3.5 Identificacin de tubera de perforacin segn su desgaste

CLASE 1 1 banda blancaPREMIUM CLASS 2 bandas blancas

CLASE 2 1 banda amarillaCLASE 3 1 banda azul

CHATARRA 1 banda roja

Fuente: H&P


3.6 GRASAS DE TUBERAEste elemento es utilizado especficamente para la lubricacin de las roscas y alivianar las

fuerzas de torque. Las grasas para tubera de perforacin estn formuladas especialmente

para soportar altas temperaturas y altas presiones. La grasa de tubera debe ser aplicada en

cada conexin, la falta de lubricacin en las roscas puede ocasionar un fundimiento por

sobretorque entre las roscas de la caja y el pin. Antes de aplicar la grasa es importante

verificar que la caja y el pin estn limpios y libres de elementos que obstruyan el ajuste de

las roscas e impidan el sello entre las conexiones. Los tipos de grasa varan de acuerdo altipo de tubera que se est usando ya sea drill pipe, drill collars o casing. La grasa provee

un factor de friccin calculado con el valor de 0.08 segn la norma API RP7G, este valor se

usa en la frmula API para el clculo de torque. (6)

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CAPTULO IV

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CAPTULO IV

4 HERRAMIENTAS Y ACCESORIOSLas herramientas se encuentran ubicadas alrededor del rig floor o mesa del taladro. Aqu se

encuentran distribuidos el malacate, la mesa rotaria, los winches, la consola del perforador,

el racking board, la casa del perro, y las llaves de ajuste: dos llaves HT-100 y una llave

hidrulica SSW-30 cuando el sistema es manual, la ST-80 en ODS cuando el sistema es

hidrulico. La puerta de entrada de herramientas a la mesa es el V-door.

4.1 POSICIN DE LAS HERRAMIENTASFigura 4.1 Posicin de las herramientas en el Rig Floor (vista area)

Fuente: H&P


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4.1.1 DRILLER SIDE (DS)Lado del perforador. En el rig floor corresponde al lugar donde estn ubicados el perforador

y su consola.

4.1.2 OFF DRILLER SIDE (ODS)

Lado contrario del perforador. En el rig floor corresponde al lugar opuesto donde estn

ubicados el perforador y su consola.

4.2 HERRAMIENTAS DEL RIG FLOORLas herramientas especificadas en este captulo son todas aquellas que se usan para hacer

conexiones de tubera en un taladro convencional.

4.2.1 WINCHES (AIR HOIST)Existen dos winches en el rig floor, instalados uno en cada una de las esquinas opuestas al

perforador. Cada winche tiene una capacidad de carga de 2.5 toneladas (5,000 lbs). Son

activados neumticamente y sirven para levantar y bajar tubera y herramientas desde y

hacia la planchada. Tambin se utiliza para maniobrar herramientas en la ratonera y

levantamiento de personal. El winche usa un cable de acero de 5/8 conectado a una poleaen el mstil con una unin giratoria o swivel al otro extremo que permite acoplar todo tipo

de herramientas usando diferentes accesorios segn el tipo de rosca.

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Figura 4.2 Winche

Fuente: Air Hoist Manual


4.2.1.1 FUNCIONAMIENTOEl winche se activa usando una vlvula de control que permite el ingreso de aire a un

diafragma dentro del winche. El aire ingresa a presin entre 110 y 120 psi, esta presin

expande el diafragma moviendo el tambor del winche. El winche posee un sistema de

transmisin que permite cambiar la direccin y regular la fuerza de arrastre de acuerdo a la

carga que se va a levantar. (1)

Figura 4.3 Vlvula de control del winche

Fuente: Air Hoist Manual


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4.2.2 LIFTING CAPS, FAJAS Y LIFTING SUBS

Los lifting caps o ayatolas son usados como un accesorio para el winche que le permite

levantar y bajar herramientas desde la planchada hacia el rig floor y viceversa. Los lifting

caps estan diseados para cada tipo de rosca, caja y pin. H&P usa una codificacin de

roscas por colores para evitar conexiones errneas entre accesorios y herramientas. Las

fajas tambin son ampliamente usadas por los winches para operaciones de izaje.

Grfico 4.1 Lifting caps

Fuente: H&P


Los lifting sub se utilizan para levantar drill collars con el elevador desde la ratonera en el

rig floor hacia la mesa rotaria.

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Grfico 4.2 Lifting subs

Fuente: H&P


4.2.3 MESA ROTARIA

La mesa rotaria est conformada por un cuadrante (master bushing) y un motor elctrico

independiente. La potencia en caballos de fuerza (HP) requerida para la mesa rotaria es

generalmente de 1.5 a 2 veces las revoluciones por minuto de la rotaria, dependiendo de la

profundidad del hoyo. (5) As, para una velocidad de rotaria de 200 RPM, se requiere de

una potencia aproximada de 400 HP. El master bushing es removible, esto se lo hace en

operaciones especficas, por ejemplo para dar paso a una broca o en una corrida de casing.

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Grfico 4.3 Mesa Rotaria

Fuente: H&P


4.2.3.1 FUNCIONAMIENTOLa mesa rotaria esta acoplada a un motor elctrico cuyo eje est conectado a un sistema de

transmisin en el master bushing. El movimiento que realiza la mesa rotaria puede ser tanto

en sentido horario y como en sentido anti horario. En la perforacin con Kelly (cuadrante).

la mesa rotaria transmite el movimiento de rotacin a la sarta. En ocasiones se usa la mesa

rotaria para armar y quebrar ensamblajes de fondo. La direccin de movimiento de la mesa

permite armar y quebrar conexiones de BHA, as:

a) En sentido horario para quebrar conexiones.b) En sentido anti horario para armar conexiones.

MOTOR

MASTER BUSHING

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Figura 4.4 Movimientos de la mesa rotaria

Fuente: Propia


4.2.4 CUAS (SLIPS)La funcin de las cuas es la de aprisionar a la tubera en el master bushing de la mesa

rotaria mientras se hacen las conexiones. Las cuas tienen una forma cnica, de diferentes

tamaos y tipos. Se usan de acuerdo al tipo de tubera que se est usando en la perforacin.Para drill pipe existen cuas de 3 hasta 7 y para drill collars desde 3 hasta 14 . (11)

Pin

Caja

Cua

Mesa

ARMAR QUEBRAR

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Grfico 4.4 Cua para drill pipe

Fuente: Rotary and Handling Tools


4.2.4.1 FUNCIONAMIENTOLas cuas tienen un juego de insertos que son los que aprisionan la tubera cuando la cua se

acopla en el master bushing de la mesa rotaria.

Figura 4.5 Aprisionamiento de tubera de perforacin con cuas



Manija

Segmento

Insertos

Mesa

Rotaria

Cua

Tubera de perforacin

Master

Bushing

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Los insertos estn diseados para soportar una distribucin de carga igual por pulgada lineal

de contacto. El diseo de insertos de una cua vara segn el tipo de tubera:

a) Para drill pipe inserto tipo rectangular.

b) Para drill collars inserto tipo circular.

Grfico 4.5 Insertos de cua para drill pipe y drill collars

Fuente: Varco Drilling Tools


Las cuas para drill collars tienen un diseo diferente, esto se debe a que el rea de contacto

con los insertos circulares permite ejercer ms fuerza sobre el acero del drill collar que es

ms resistente que la tubera de perforacin.

Grfico 4.6 Cua para drill collar

Fuente: Varco Drilling Tools


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40

4.2.4.2 DISTRIBUCIN DE FUERZASLa distribucin de fuerzas determina como la cua soporta el peso de la sarta en la mesa

rotaria. Las dos fuerzas que interactan son el peso del gancho o fuerza axial y la carga

transversal o fuerza aplastante. La fuerza axial empieza en cero en el tope superior de la

cua y se incrementa al mximo en el fondo. La fuerza transversal comienza con un

mnimo en el tope superior, se incrementa al mximo en el centro y disminuye al mnimo

en el tope inferior de la cua. Estas dos fuerzas actan una sobre la otra creando una fuerza

resultante ligeramente menor sobre la garganta del master bushing. Esta fuerza resultante es

la que aprisiona la tubera. (11)

Figura 4.6 Distribucin de fuerzas en la cua



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4.2.5 ELEVADOREl elevador es una herramienta que permite levantar tubera para hacer conexiones .

Grfico 4.7 Elevador para drill pipe



4.2.5.1 FUNCIONAMIENTOLos ganchos del elevador se abren y se insertan en los brazos del top drive (elevator links)

Las manijas se accionan manualmente para abrir y cerrar el elevador. Al momento de hacer

una conexin, el elevador se abre en el rig floor y sube con el top drive hasta el

encuelladero, donde las paradas de tubera son enganchadas manualmente por elencuellador cerrando el elevador, cuando el elevador se cierra engancha la tubera y lo

sujeta en el tool joint de la caja.

Grfico 4.8 Elevador en elevator links



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Figura 4.7 Elevador enganchando tubera



4.2.6 ELEVATOR LINKSTambin conocidos como bails o brazos del top drive. Son una sola aleacin de acero con

un ojo en cada extremo, el ojo inferior est diseado para entrar en los ganchos de los

elevadores, mientras que el ojo superior se acopla en el link tilt del Top Drive. El link tilt

es un sistema de gatos hidrulicos que permite mover los brazos hacia arriba y hacia abajo.

As mismo los brazos tambin pueden moverse de izquierda a derecha mediante un sistema

de rotacin en el Top Drive (Rotating Link Adapter) lo que permite al perforador controlar

la posicin del elevador. Mientras se perfora y cuando el top drive se acerca a la mesa

rotaria, el perforador acciona el link tilt hacia adelante para mover los brazos y permitir que

el top drive perfore hasta el Kelly Down que es la mxima profundidad hasta la cual se

puede perforar mientras no se haga otra conexin.

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Figura 4.8 Elevator Link

Fuente: Propia


OJO SUPERIORConexin para elTop Drive

OJO INFERIORConexin para elelevador

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Figura 4.9 Link Tilt



Link Tilt

Elevador

Elevator

Links

Links

Assembly

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CAPTULO V

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CAPTULO V

5

SISTEMA DE AJUSTES CON LLAVES MANUALES HT-100

Los ajustes de corrida de tubera han evolucionado desde el enrosque con cadena hasta las

llaves hidrulicas como la ST-80.

En el siguiente captulo se va a detallar el uso y el funcionamiento de las herramientas

involucradas en el sistema de ajustes de tubera con llaves manuales.

5.1 PIPE SPINNERLa pipe spinner es bsicamente un enroscador rpido de tubera. Los primeros modelos

usaban energa neumtica para funcionar. Los modelos ms recientes (SSW-30 y SSW-40)

son hidrulicamente impulsados por su propia HPU (Hydraulic Power Unit). La pipe

spinner es usada para hacer conexiones en tubera de perforacin con dimetros desde 2

7/8 hasta 9 1/2. El principio que usa esta llave es el de movimiento de contacto por

friccin con rodillos de presin, que giran la tubera dentro o fuera (enrosque y

desenrosque). (9)

Grfico 5.1 Pipe Spiner

Fuente: Pipe Spinner Manual


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5.1.1 HPU (HYDRAULIC POWER UNIT)El HPU es el sistema hidrulico que usa la llave para funcionar. Es una unidad independiente

que est ubicada bajo el taladro y se conecta a la llave por medio de una manguera. El rango

de operacin de la HPU est entre los 28 a 45 galones por minuto con presiones entre 1,500

y 2,000 psi. (4)

5.1.1.1FUNCIONAMIENTO DE LA HPULa presin se regula en el HPU por medio de un manmetro, el rango vara entre 1,500 y

2,000 psi. Una vez regulada la presin, la HPU inyecta un flujo de aceite hidrulico en su

sistema a la presin establecida mediante un motor y una bomba de desplazamiento

positivo. La pipe spinner dispone de una vlvula de control (throttle control) que libera el

aceite a presin en la HPU, cuando esto sucede se activa el sistema de rotacin en la llave

activado por un motor hidrulico. La HPU se usa tanto para la pipe spinner como para la

ST-80, pero en este caso la HPU debe tener un mayor rango de capacidad: hasta 2,500 psi.

Grfico 5.2 HPU

Fuente: HPU Manual


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5.1.2 ESPECIFICACIONESEn la siguiente tabla se detallan las especificaciones de la Pipe Spinner SSW-30. (4)

Tabla 5.1 Especificaciones de la Pipe Spinner SSW-30



5.1.3 FUNCIONAMIENTOLa llave posee un sistema de posicionamiento vertical activado por gatos neumticos que

permiten levantar la llave arriba y abajo. Los rodillos de presin de la llave deben sujetar la

tubera por encima del tool joint y cuando est firme contra los 2 rodillos el operador usa el

acelerador para accionar la llave, de esta manera se enroscan rpidamente la conexin caja-

pin. Luego se procede a terminar de torquear las 2 juntas con las llaves HT 100.

Para quebrar tubera primero se usan las llaves HT 100 y posteriormente la pipe spinner.En las siguientes figuras se muestran la vista frontal y superior de esta herramienta (9).

RANGO 2 7/8 hasta9 TIPO Drill pipe y drill collarsPRESIN HIDRULICA 2,000 psiREQUERIMIENTOS DE PODER 28-45 GPM desde 1,800-2,000 psiTORQUE 1,200 lbs/ftPESO 990 librasALTURA 25.5 (673 mm)

LONGITUD 62.8 (1595 mm)ANCHO 27 (686 mm)

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Figura 5.1 Pipe Spinner y tubera (vista frontal)



Figura 5.2 Pipe Spinner y tubera (vista superior)



5.1.4Es importante tomar en cuenta que la llave siempre tiene que activarse sobre el tool joint

de la tubera, 1.5 pies como mnimo.

POSICIN

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Figura 5.3 Posicin de la Pipe Spinner en la tubera



5.1.5 INSTALACINLa pipe spinner opera en el lado contrario del perforador. Su lnea de soporte es un cable de

acero de 1con polea y sistema de contrapesa. Un cable de acero de (snub line) ancla la

pipe spinner al mstil de la torre en el rig floor.

Figura 5.4 Instalacin de la Pipe Spinner



1.5 pies

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5.1.6 OPERACINLos mandos de operacin de pipe spinner le permiten al operador levantarla arriba y abajo(lift up, lift down), enroscar y desenroscar (spin in, spin out) y sujetar la tubera (clamp). En

la siguiente figura se observa la posicin de los mandos de control de la herramienta. (9)

.

Figura 5.5 Mandos de control de la Pipe Spinner



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5.2 LLAVES MANUALES HTConocidas como llaves de lagarto o llaves de potencia, es una herramienta tipo tenazadiseada para hacer y quebrar conexiones de gnero tubular. Hay 7 tipos de llave HT,

variando la capacidad de torque entre 10,000 a 200,000 lbs/pie, cubriendo los tamaos

desde 2 3/8 hasta 17, o 36 (con el alcance extendido). La HT-100 es el tipo de llave

que se usa para conexiones de 5 pulgadas. El diseo de mandbula de agarradera

intercambiable permite a cada tenaza ocuparse de tamaos diferentes de tubera. La lnea de

soporte de la llave es un cable de acero de 1, elcable pasa por una polea instalada en la

parte superior de la torre y tiene una contrapesa para regular la posicin vertical. En el rig

floor la llave est anclada al mstil de la torre con un cable de acero de 7/8 (snub line).

En la figura 5.6 se observa un esquema de la llave donde estn enumeradas sus dimensiones

variables con las letras A, B y C y sus correspondientes medidas de acuerdo al tipo estn en

la tabla 5.2. (3)

Figura 5.6 Dimensiones variables de las llaves HT

Fuente: HT-Tongs Manual


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Tabla 5.2 Tipos y medidas de llaves HT



5.2.1 APLICANDO TORQUEEl torque es la medida de la cantidad de torcedura aplicada a los dos tubulares cuando se

enroscan o desenroscan con la llave. Para ilustrar la medida del torque vamos a usar la

siguiente figura donde L es la longitud de brazo de tenaza y F la lnea de fuerza que tira

atornillando (tirn de lnea). El producto de la longitud de brazo de tenaza (L) y la lnea que

tira (F) es la medida de torque.

TIPO

Pulgadas Milmetros Tipo

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Figura 5.7 Fuerza de torque en llave HT



5.2.1.1EJEMPLO

Un drill pipe de 5 tiene un torque recomendado de 31020 lbs/pie. Calcular la fuerza

aplicada por el tirn de torque con una llave HT 100 (longitud del brazo 5 pies).

Torque requerido 31,020 lbs/pie

Longitud del brazo 5 pies

Fuerza

= = 6,204 lbs

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5.2.2 POSICIN DE LAS LLAVESEn la Figura 5.8 se observa la posicin de las llaves tanto para armar como para quebrartubera. Las flechas indican la conexin de cada llave con el cathead; la llave en ODS se

conecta al cathead para quebrar y la llave en DS se conecta al cathead para armar, una de

las llaves siempre debe permanecer fija anclada al mstil mediante el snub line, as la

tensin que se crea entre ambas llaves es la fuerza de torque que enrosca o desenrosca la

tubera. Es importante anotar que tanto para armar o quebrar la llave conectada al cathead

siempre se instalar sobre la otra, es decir en el pin del tool joint.

Figura 5.8 Posicin de las llaves de potencia en el rig floor



5.2.3 PARTESLas partes de la llave HT-100 se detallan en el siguiente grfico.

QUEBRAR ARMAR

ODS DS

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Grfico 5.3 Partes de la llave HT 100



5.2.4 FUNCIONAMIENTOLas llaves HT-100 estn diseadas con tres juegos de insertos que aprisionan la tubera

cuando se cierra la mandbula de la llave. La mandbula se cierra manualmente con las

manijas frontales.

Figura 5.9 Juegos de insertos de la llave HT-100



Mandbula y manijas

Colgador

Gancho

Manijas

JUEGOS DE INSERTOS

55

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5.3 CATHEADEl cathead consiste de dos dispositivos neumticos instalados en cada extremo delmalacate. La funcin del cathead es la de darle movimiento mediante un tambor al cable

que tira de las llaves de potencia HT al momento de torquear.

5.3.1 CATHEAD DE GIROUbicado al lado del perforador. Se activa cuando se van armar conexiones. Funciona como

un embrague neumtico activado por una vlvula de descarga rpida de aire. Dentro delcathead existe un tambor y un diafragma que almacena el aire comprimido. Los aumentos

de tirn o disminuciones en la lnea estn en proporcin a la presin neumtica aplicada.

Cuando la vlvula de descarga rpida es accionada por el perforador entra aire a presin en

el diafragma moviendo rpidamente el tambor tirando la lnea de cable que acciona la llave.

5.3.2 CATHEAD DE QUIEBREUbicado al lado opuesto del perforador. Se activa cuando se van a quebrar conexiones . El

cathead de quiebre tiene ms capacidad y fuerza que el cathead de giro.

Grfico 5.4 Cathead de giro y Cathead de quiebre

Fuente: Cathead Manual

Elaborado por: Foster

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57

5.3.3 VLVULA DE CONTROL DE AIREEl movimiento de un cathead neumtico debe ser capaz de un tiron de lnea que sea variabley controlable al 100% del torque deseado. La variacin requerida del tirn se controla por la

variacin de la presin de aire. Esto se logra mediante el uso de una vlvula de descarga

rpida capaz de admitir en el diafragma del cathead presin de cero a 120 psi. El perforador

tiene la capacidad de controlar con exactitud esta presin. Al momento de activar el cathead

un torqumetro conectado a la llave le muestra al perforador el torque aplicado. (2)

5.3.4 ARMANDO CONEXIONESPara armar conexiones primero se procede con el enrosque rpido mediante la Pipe Spinner.

Posteriormente se atenaza ambas llaves de potencia al tool joint de cada junta. La llave en

ODS se conecta a la caja y la llave en DS se conecta al pin. La llave en ODS permanece

anclada al mstil de la torre mediante el snub line.

Cuando ambas llaves atenazan la tubera, el perforador procede a activar el cathead en DS

producindose un tirn de lnea tal como lo ilustra la Figura 5.10. Este tirn de lnea

termina de torquear la conexin. El cathead est conectado a la llave de potencia con un

cable de acero de 5/8.

Es importante anotar que en el momento del tirn, la lnea del cable conectada al cathead

ejerce una fuerza que debe ser igual al torque requerido para ajustar las conexiones de

tubera, y esta fuerza a su vez tambin depende de la longitud del brazo de la llave de

potencia.

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Figura 5.10 Movimiento del cathead para armar conexiones

Fuente: H&P


5.3.5 QUEBRANDO CONEXIONESPara quebrar conexiones se atenaza ambas llaves de potencia al tool joint de cada junta. La

llave en DS se conecta a la caja y la llave en ODS se conecta al pin. La llave en DS

permanece anclada al mstil de la torre mediante el snub line.

Cuando ambas llaves atenazan la tubera, el perforador procede a activar el cathead en ODS

producindose un tirn de lnea tal como lo ilustra la Figura 5.11. Este tirn de lnea

desenrosca la conexin inicialmente, luego se utiliza la Pipe Spinner para terminar de

desenroscar ambas juntas.

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Figura 5.11 Movimiento del cathead para quebrar conexiones

Fuente: H&P


5.4 REGULANDO EL TORQUEEl torque aplicado con la llave manual es visible en un indicador de tensin ubicado en la

consola del perforador. Este indicador funciona conectado a un torqumetro que enlaza la

lnea de tensin del cathead con la llave de potencia.

Fuente: H&P


Foto 5.1 Torqumetro

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El perforador visualiza el torque aplicado en el indicador de tensin, y la nica forma para

regular el torque depende del tiempo de activacin de la vlvula de control de aire delcathead. Mientras ms tiempo dure el movimiento de la palanca de activacin de la vlvula

de control de aire ms torque se aplicar a la lnea. Cuando el perforador visualiza el torque

requerido en el indicador de tensin suelta la palanca de activacin de la vlvula.

Foto 5.2 Indicador de tensin en la lnea

Fuente: H&P


2.8CLCULO DE LA ALTURA MXIMA DEL TOOL JOINT SOBRE LASCUAS

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Una buena prctica de perforacin al momento de armar o quebrar tubera es mantener el

tool joint lo ms cerca posible de la mesa rotaria mientras se aplica el torque. Existe unaaltura mxima a la que el tool joint puede ser posicionado sobre las cuas para que la

tubera pueda resistir el doblamiento el momento en el que el mximo torque es aplicado.

(6). Los factores que determinan esta limitacin son:

1. Angulo de separacin entre las llaves HT-1002. Cedencia mnima de la tubera3. Longitud de la llave4. Mximo torque recomendadoCuando el ngulo de separacin entre las llaves es de 45 grados se utiliza la siguiente

frmula:


Elaborado por: API

Figura 5.12 Llaves de potencia en 45 grados

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Cuando el ngulo de separacin entre ambas llaves es de 180 grados se utiliza la siguiente

frmula.


Elaborado por: API

Donde:

Hmx:Es la mxima altura del tool joint sobre las cuas, en pies.

Ym:es la cedencia mnima de la tubera, en libras por pulgada cuadrada

P:es la fuerza del tirn de lnea, en libras.

I/C:es el modulo de seccin de la tubera, en pulgadas cubicas.

T:es el mximo torque recomendado en libras/pie

Figura 5.13 Llaves de potencia en 180 grados

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CAPTULO VI

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CAPTULO VI

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SISTEMA DE AJUSTES CON LLAVE HIDRULICA ST-80La llave Varco ST-80 se considera una unidad de asistencia de perforacin. Funciona con

energa hidrulica que proviene de una HPU (Hydraulic Power Unit). Es una herramienta

que incorpora en un mismo ensamblaje un sistema de rodillos que se usa para enroscar o

desenroscar todas las conexiones de herramientas desde 4 hasta 8 de dimetro y

puede manejar tubera de perforacin desde 3 hasta 6 5/8. Tambin puede enroscar o

desenroscar estabilizadores, tubera de perforacin pesada y otros componentes del

ensamblaje de fondo. (12)

Figura 6.1 Unidad de asistencia de perforacin ST-80

Fuente: ST-80 Manual


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6.1 INSTALACINLa ST-80 se instala con un enchufe de sujecin al piso soldado a la estructura de la torre enel rig floor (floor socket). Este socket se acopla al conjunto de la brida a enchufe de la ST-

80. El conjunto brida a enchufe posee un sistema giratorio que permite rotar a la ST-80 360

grados. Por lo general la ST-80 se instala en Off Driller Side, para que el perforador tenga

un amplio ngulo de visin de la herramienta y del operador. (12)

Figura 6.2 Conjunto de la brida a Enchufe



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6.2 CONJUNTO DEL SOPORTE MVILEl conjunto del soporte mvil es el area de control de la llave, desde aqu el operador ocuero visualiza y controla el trabajo de la llave. El conjunto es mvil lo que le permite al

operador controlar las cuatro posiciones de la llave: arriba, abajo, adelante (extender) y

atrs (retraer). (12)

Figura 6.3 Conjunto del soporte mvil



6.3 CONJUNTO DEL PEDESTALEl conjunto del pedestal se acopla al conjunto del soporte mvil y soporta todo el peso de la

herramienta. El conjunto del pedestal tiene una brida en la parte inferior que es la que se

conecta al conjunto giratorio en el floor socket. (12)

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Figura 6.4 Conjunto del pedestal



6.4 CONJUNTO DE LA LLAVE DE TORQUE ST-80La ST-80 usa una combinacin de llave de rotacin y aplicacin de torque. Los collarines

de dados de las mordazas superiores estn localizados entre los rodillos. Los rodillos se

sujetan a la conexin y rotan con torque de 1,750 libras/pie.

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La llave de torque puede enroscar la conexin con un torque mximo de 60,000 libras/pie y

puede desenroscar las conexiones con un torque mximo de 80,000 libras/pie. (12)

Figura 6.5 Conjunto de la llave de torque ST-80



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6.5 SISTEMA DE CONTROLLos controles del ST-80 estn instalados sobre el soporte mvil (ver figura 6.6) e incluyen

lo siguiente:

JAWS (mordazas): UN-CLAMP / CLAMP. Las mordazas sujetan/ separan la

llave de torque sobre un tubo.

MODE (modo): SPIN (rotar), TORQUE (torque). Sujeta los rodillos o los

collarines de torque. El operador debe retener este control en la posicin deseada mientras

se realizan estas operaciones.

TORQUE: MAKE (enroscar), BREAK (desenroscar). Enrosca o desenrosca las

conexiones.

SPIN (rotar): IN/ OUT. Rota hacia adentro o hacia afuera.

ST-80: UP (hacia arriba), DOWN (hacia abajo). Ajusta la altura vertical del ST-80.

ADJUST (ajustar): EXTEND (extender),

RETRACT (retraer). Ajustan la distancia de traslado horizontal del ST-80.

ST-80: EXTEND (extender), RETRACT (retraer). Se extiende o retrae hacia desde el

centro de pozo. (12)

6.6 OPERACINPara operar la ST-80 es necesario ajustar la presin, colocar el equipo y regular el torque. A

continuacin se detalla cada uno de estos procedimientos

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Figura 6.6 Controles de la ST-80



6.6.1 AJUSTANDO LA PRESINPara una operacin apropiada, la presin del sistema ST-80 debe ser ajustada a 1,900-1,950

psi. Se debe usar el siguiente procedimiento para ajustar la presin del sistema

apropiadamente:

1. Extraer la placa de cubierta o extender el pedestal para acceder al mltiple principal.

2. Conectar un indicador de presin para probar el puerto LC en el mltiple

principal.

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3. Sujetar el ST-80 usando los controles de la llave de torque. No es necesario tener

tubera en las mordazas. Se debe leer la presin en el indicador conectado paraprobar el puerto LC, mientras se sujeta la palanca de la abrazadera.

4. Ajustar la presin girando el tornillo de ajuste en el PRV localizado en la parte

superior de la columna de apoyo detrs del filtro hidrulico. Una persona debe

sujetar la palanca de la abrazadera mientras otra persona ajusta la presin.

5. Apretar la

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