PROCEDIMIENTOS Y OPERACIONES EN EL POZO

Versin 3.0Marzo 2001Traducido al Espaol V.1.0 Julio 2002

David Hawker Karen VogtAllan Robinson ( secciones 11.8 y 11.9)

Misin Corporativa

Ser el lder a nivel mundial en el rea de monitoreo de parmetros de perforacin y control geolgico. Proveer de soluciones a la industria del petrleo y gas, mediante la utilizacin de tecnologas innovadoras dando un servicio excepcional al cliente.

El presente manual es para uso exclusivo de los participantes de los cursos de entrenamiento de Datalog. No se podr reproducir ninguna seccin del presente manual sin la autorizacin expresa de Datalog.

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CONTENIDOMISIN CORPORATIVA01. TORRES DE PERFORACIN Y SUS EQUIPOS91.1 TORRES DE PERFORACIN ROTARIA101.1.1 Torre de perforacin en tierra.101.1.2 Torres de perforacin en mar adentro.101.1.2.1 Barcazas101.1.2.2 Plataformas de columnas plegables101.1.2.3 Plataformas semi-sumergibles.111.1.2.4 Buques de perforacin.111.1.2.5 Plataformas Fijas121.1.3 Ejemplos de Taladro en Tierra131.1.4 Ejemplo de Plataforma de columnas plegables151.1.5 Ejemplo de Taladro Semi-Sumergible162. COMPONENTES DE UNA TORRE DE PERFORACIN ROTARIA172.1 INTRODUCCIN182.2 EL SISTEMA PARA MOVER LA TUBERA192.2.1 Proporcionando Rotacin a la Sarta de perforacin y a la Broca212.2.1.1 Kelly y swivel212.2.1.2 Unidad de Top Drive222.2.2 Equipo de Elevacin232.2.2.1 Brazos y elevadores.232.2.2.2 Cuas242.2.2.3 Llaves242.2.2.4 Llaves y Herramientas motrices.242.2.2.5 Llave de cadena252.3 EL SISTEMA DE CIRCULACIN252.3.1 Equipo de Control de Slidos282.4 SARTA DE PERFORACIN Y BROCA322.4.1 Brocas de arrastre322.4.2 Brocas Tricnicas322.4.2.1 Terminologa de la broca332.4.2.2 Clasificacin IADC de Brocas342.4.2.3 Accin del cono.342.4.2.4 Tipos de rodamiento352.4.2.5 Dientes352.4.2.6 Requisitos para la operacin.362.4.3 Brocas Policristalinas y de Diamante (PDC)372.4.4 Calificacin de las brocas382.4.4.1 Sistema TBG382.4.4.2 Sistema IADC382.4.5 La sarta de perforacin.392.4.5.1 Tubera de perforacin392.4.5.2 Drillcollars..(Collares, botellas, o portamechas)402.3.5.4 El Ensamblaje de Fondo (BHA)422.3.5.4.1 Estabilizadores422.3.5.4.2 Rimadores(Reamers)422.3.5.4.3 Hole opener (ensanchador)432.3.5.4.4 Cross-Overs432.3.5.4.5 Martillos (jars)43

DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001

DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO, Version 3.0, Marzo 2001. Trad. V1-200210

Shock-Subs44SISTEMA DE PREVENCIN DE REVENTONES46Conjunto de BOPs46Cerrando el Pozo47Vlvula preventora anular47Vlvulas RAM48CERRANDO LAS PREVENTORAS48Acumuladores49Panel de Control.50Distribucin de los RAMs en la BOP.50Lneas para matar el pozo(Kill lines)512.4.3.4El Diverter51Preventores Interiores de reventn52BOP ROTANTES53FLUIDOS DE PERFORACIN55OBJETIVOS DEL FLUIDO DE PERFORACIN56Refrigerar y lubricar la broca y la sarta de perforacin.56Limpieza del fondo del pozo56Control de presiones de fondo.56Revestir la pared del pozo con torta de lodo57Ayuda a soportar el peso de la sarta57Transportar y remover los cortes de perforacin.57Transmitir energa hidrulica a la broca.58Estabilidad del Pozo58Proteccin y Evaluacin de las formaciones.58FLUIDOS DE PERFORACIN MS COMUNES59Aire gas59Espuma o fluidos aireados.60Lodos en Base agua.60Lodos en Emulsin de Aceite61Lodos en Base Aceite61REOLOGA BSICA DEL LODO63Densidad del lodo63Viscosidad del Lodo63Geles64Viscosidad Alta contra Viscosidad Baja y valores de geles64Filtrado y prdida de fluido65Torta de Lodo65Nivel de pH del lodo65Salinidad del Lodo66PERFORACIN DE UN POZO67BALANCE DE UN POZO68Bajo-balance comparado con sobre-balance68EL POZO70El punto de inicio70Hueco de superficie71Hueco Intermedio72Profundidad Total72PERFORANDO EL POZO74Cuenta de tubera (Pipe Tally)74Cambios en la rata de penetracin y chequeos de flujo (Drill Breaks and Flow Checks)75Rimado(Reaming)75Circulacin76TOMANDO NCLEOS (CORAZONANDO)(CORING)77Objetivo77Mtodos de corazonamiento.77Barril de corazonamiento (Core Barrel Assembly)78Operaciones de recuperacin y manejo del ncleo.78VIAJANDO LA TUBERA. (MANIOBRAS)80Velocidad de Viaje.80Sacando la tubera fuera del pozo.80Suaveo ( Swabbing )81Viajando hacia el fondo del Pozo82Monitoreando desplazamientos84Peso en el Gancho (Hook Load)84Midiendo y Conejeando la Tubera (Strapping and Rabbiting the Pipe)85REGISTROS ELCTRICOS (LOGGING)86Evaluacin de la Formacin86Condicin de Hueco87CEMENTACIN Y REVESTIMIENTO89Objetivo.89Tipos de revestimiento.89Equipo de superficie.90Equipo bajo la superficie91Preparacin para bajar un revestimiento.92Bajando revestimiento.92Operacin de Cementacin.93Otras Aplicaciones.95PRUEBAS DE PRESIN96Pruebas de fuga y de Integridad de formacin (Leak-Off and Formation Integrity Tests)96Prueba de Repeat Formation Testing (RFT)97Prueba con Tubera abierta (Drill Stem Test)(DST)98Realizando un DST99CONTROL DE DESVIACIN101CAUSAS COMUNES DE DESVIACIN102Litologa nter estratificada / Perforabilidad102Buzamiento de la Formacin (Dip)102Fallas103Malas prcticas de perforacin103PROBLEMAS ASOCIADOS CON LA DESVIACIN104Patas de perro y ojos de llave.104Escalones105Pega de tubera.105Incremento de Torque, Arrastre y Fatiga en la Tubera.106Revestimiento y Cementacin.106PREVENCIN DE LA DESVIACIN107Efecto de Pndulo107Ensamblaje Pendular107Ensamblaje para Hueco empacado (Packed-Hole Assembly)108Ensamblaje de Pndulo Empacado (Packed Pendulum Assembly)109Estabilizadores y Rimadores110Procedimientos de Perforacin.110PERFORACIN HORIZONTAL Y DIRECCIONAL112RAZONES PARA LA PERFORACIN DIRECCIONAL113REGISTROS DE DESVIACIN (SURVEYS) Y CLCULOS115Mtodos de registro115Registro sencillo (Single-Shot Surveys)115Registro mltiple (Multi-Shot Surveys)115Registros giroscpicos (Gyroscopic Surveys)115Registro durante la perforacin (Measurement While Drilling)(MWD)115Valores de los registros116Mtodos de clculo de desviacin.116Radio de Curvatura116Curvatura Mnima117Terminologa de la perforacin direccional.117TCNICAS DE PERFORACIN121Perfiles de pozos.121Perfil de deflexin Superficial (Shallow Deflection Profile)121Perfil de curva en S121Perfil de Deflexin aguda121Etapas de la perforacin122Cucharas (Whipstocks), Motores y Tcnicas123Cucharas(Whipstocks)123Motores de fondo (Downhole Motors) y substitutos angulados (Bent Subs)123Rotando y Deslizando (Sliding)124Mediante Boquilla Desviadora(Jetting)124PERFORACIN HORIZONTAL125Clasificacin125Consideraciones en la perforacin Horizontal126Efecto del Radio126Diseo de sarta de perforacin invertida (reversed drill string).126Fatiga en la tubera de Perforacin127Limpieza de hueco127Uso de Top Drives128Revestimiento y Cementacin128Consideraciones respecto a la Formacin128Evaluacin de la Formacin129Comportamiento del Gas /Control del pozo129PROBLEMAS EN LA PERFORACIN130PROBLEMAS EN LA FORMACIN Y ESTABILIDAD DEL POZO131Fracturas131Problemas Asociados131Perforando Formaciones Fracturadas132Shales133Shales Reactivos133Shales Sobrepresionadas133Formaciones en Superficie134Secciones Salinas1357.1.4Capas de carbn1357.1.6 Formaciones de Anhidrita / Yeso135PRDIDA DE CIRCULACIN136Ocurrencias136Deteccin136Problemas137Prevencin137Soluciones138PATADAS Y REVENTONES (KICKS Y BLOWOUTS)139Causas de Patadas (Kicks)139Seales de alerta para una patada de pozo140Indicaciones de Patadas durante la Perforacin140Indicadores de patada durante maniobras o viajes.142Chequeos de flujo143PEGA DE TUBERA144Empaquetamiento(Pack-off) o puenteo (bridge)144Derrumbe o Hinchamiento de Shales Reactivos o Sobre-Presionados.144Formaciones Fracturadas o Inconsolidadas145Asentamiento o acumulaciones de cortes.145Cemento o Basura145Depsitos salinos Mviles145Pega Diferencial146Geometra de Pozo146Martillos para perforacin rotaria (Rotary Drilling Jars)148Martillos Hidrulicos149Martillos Mecnicos149Martillo Acelerador149Pesca Causas e indicaciones.150Equipo de pesca.150Canasta para chatarra (Junk Basket)151Imn de pesca (Fishing Magnet)151Bloque de Impresin151Herramientas para moler (Milling Tools)151Overshots152Spears152Washover Pipe152Indicador de punto libre (Free-Point Indicator)152Martillos (Jars) y Aceleradores153Juntas de seguridad (Safety Joints) y Bumper Subs153VIBRACIONES EN LA SARTA DE PERFORACIN154Vibracin Torsional154Vibracin Axial156Vibracin Lateral157FISURAS EN LA SARTA DE PERFORACIN (WASHOUTS)160Fisuras en la sarta de perforacin (Drill String Washouts)160Cavernas en el hueco (Hole Washouts)160PERFORACIN BAJO BALANCE162BENEFICIOS Y LIMITACIONES DE LA PERFORACIN BAJO BALANCE163FLUIDOS PARA PERFORACIN BAJO BALANCE164Perforacin con Gas & Aire164Ventajas y Desventajas164Equipo164Operaciones de Perforacin165Problemas en la perforacin165Niebla166Espuma167Lodo Aireado167Lodo168EQUIPOS Y PROCEDIMIENTOS168Cabeza de Rotacin169Sistemas de Circulacin cerrada y de Separacin.169La Blooie Line y la Recoleccin de muestras170

2.1.1 Medicin de Gases1712.2 UNIDADES DE TUBERA ENROLLADA (COILED TUBING)1712.2.1 Componentes1712.2.2 Aplicaciones de Perforacin1722.2.3 Ventajas y Desventajas.1733. ROCAS Y RESERVORIOS1753.1 PETROLOGA INTRODUCTORIA1763.1.1 gneas1763.1.2 Metamrficas1763.1.3 Sedimentarias176Clasificacin de los Sedimentos177Compactacin y Cementacin178Tipos de Rocas Clsticas178Rocas de tipo Orgnico y Qumico1793.2 GEOLOGA DEL PETRLEO1803.2.1 Generacin del Petrleo1803.2.2 Maduracin del Petrleo1813.2.3 Migracin del Petrleo1823.2.4 Migracin Primaria1833.2.5 Migracin Secundaria1833.2.6 Trampas de Hidrocarburos184Trampas Estratigrficas184Trampas Estructurales1863.3 COMPOSICIN DEL PETRLEO1883.3.1 Hidrocarburos Saturados o Alcanos188Parafina188Naftenos1903.3.2 Hidrocarburos Insaturados o Aromticos1913.3.3 Clasificacin por Gravedad API1913.4 CARACTERSTICAS DE LOS RESERVORIOS1933.4.1 Porosidad193Areniscas193Calizas1933.4.2 Permeabilidad1943.4.3 Saturacin de Agua1943.4.4 Zonas de un Reservorio, Contactos y Terminologa19510 MUD LOGGING - INSTRUMENTACIN E INTERPRETACIN19710.1 PROFUNDIDAD Y RATA DE PENETRACIN19810.1.1 El Geolograph19810.1.2 Rueda de Profundidad19910.1.3 Sensor de la Polea de la Corona19910.1.4 Sensor en el Malacate20010.1.5 Compensacin del Movimiento del mar20110.1.6 Rata de Penetracin203Seleccin de la Broca204Velocidad de Rotaria (RPM)204Peso sobre la Broca (WOB o FOB)204Presin Diferencial205Hidrulica y limpieza del hueco205Desgaste de la broca205

Litologa206Profundidad206presin de formacin20610.1.7 Aumentos de penetracin (Drilling Breaks)20610.1.8 Perforacin controlada20810.2 CARGA DEL GANCHO Y PESO SOBRE LA BROCA HOOKLOAD Y WOB20910.2.1 Celda de Carga o Celda Panqueque21010.2.2 Medidor de tensin Strain Gauge21110.2.3 Peso sobre la broca21110.2.4 Peso del gancho, arrastre y apoyos21210.3 VELOCIDAD DE ROTACIN Y TORQUE DE LA ROTARIA21510.3.1 Velocidad de rotacin21510.3.2 Torque de la rotaria21510.3.3 Evaluacin de la formacin e identificacin de fracturas21710.3.4 Pega de tuberia21810.3.5 Vibracin torsional21810.4 PRESIN DE BOMBA O STANDPIPE PRESSURE21910.5 PRESIN DEL REVESTIMIENTO O ANULAR22310.6 RATA DE BOMBEO Y EFICIENCIA22410.6.1 Calculo de eficiencia de las bombas22510.6.2 calculo del retorno22610.6RATA DE FLUJO Y NIVEL DE LOS TANQUES22911 PROCEDIMIENTOS EN MUDLOGGING23211.1 DESCRIPCIONES DE CORTES23311.1.1 Tipo y Clasificacin de la Roca23311.1.2 Color23311.1.3 Textura234Rocas Carbonatadas234Rocas Silceas234Rocas Argilceas235Rocas Carbonosas23511.1.4 Cemento y Matriz23511.1.5 Dureza23511.1.6 Fsiles y Minerales Accesorios23511.1.7 Estructuras Sedimentarias23611.1.8 Porosidad236Rocas Silceas236Rocas Carbonatadas23611.1.9 Pruebas Qumicas236Efervescencia en HCl236Reaccin del petrleo en HCl237Hinchamiento (Swelling)237Prueba del Sulfato Yeso y Anhidrita237Prueba del Cloruro238Alizarna Roja238Prueba del Cemento23811.2 MANIFESTACIONES DE ACEITE23911.2.1 Olor23911.2.2 Manchamiento y Sangrado del Petrleo (Oil Staining and Bleeding)23911.2.3 Fluorescencia239Preparacin de la muestra240Contaminantes240Color y Brillo241

Distribucin de la Fluorescencia242Corte del Solvente242Residuo243Chequeando el lodo24311.2.4 Tcnica de la Fluorescencia Cuantitativa (Quantitative Fluorescence TechniqueTM)24411.3 DENSIDAD DE LOS CORTES (CUTTINGS BULK DENSITY)24511.4 DENSIDAD DEL SHALE (SHALE DENSITY)24811.5 FACTOR DEL SHALE (SHALE FACTOR)25011.6 CALCMETRIA25111.7 MONITOREANDO EL ENSANCHAMIENTO DEL HUECO ( ENHANCED)25311.7.1 Consecuencias de la pobre estabilidad /pobre limpieza del hueco25311.7.2 Problemas de las Medidas Actuales en el Volumen de Cortes253Todos los cortes estn siendo recibidos?254Qu ocurre con el volumen de lodo?254Qu tan exacta es la unidad de medida por un periodo de una hora?25411.7.3 Volumen de la bandeja25411.7.4 Medida de Cortes/Hora25511.7.5 Correccin para el Volumen Total25511.7.6 Volumen Terico de Cortes25711.7.7 Relacin de volumen de Cortes Actual/Terico25811.7.8 Registrando, Evaluando y Reportando25811.8 MONITOREO DE ALTA RESOLUCIN DEL VIAJE26211.8.1 Teora y Beneficios26211.8.2 Procedimiento262Carga sobre el gancho terica (Theoretical Hookload)263Preparacin del sistema y los datos26311.8.3 Interpretacin26311.8.4 Beneficios para el operador26511.9 PROCEDIMIENTOS DE DST26711.9.1 Colchn de Agua (Water Cushion)26711.9.2 Prueba de los components de la Sarta (Test String Components)26711.9.3 Procedimientos de Prueba273

1.TORRES DE PERFORACIN Y SUS EQUIPOS

1.1 TORRES DE PERFORACIN ROTARIAEn los primeros das de la exploracin y produccin petroleras, los pozos eran perforados con torres de perforacin con equipos de cable. La tcnica utilizada fue la perforacin por percusin donde una broca y la sarta de perforacin suspendidas por un cable se dejaban caer repetidamente para ir haciendo hueco. Los golpes repetidos iban penetrando la formacin profundizando el pozo en el proceso. Las desventajas de la torre de perforacin con equipos por cable eran las capacidades de perforacin limitada, ratas de perforacin muy lentas y que no haba forma de controlar la presin de formacin desde el sitio de operacin.

1.1.1 Torre de perforacin en tierra.

Las torres de perforacin en tierra se disean en general sobre el principio de mstil en cantilever, lo que facilita el transporte y armado del equipo. La torre de perforacin se transporta en secciones al sitio donde se va a hacer la perforacin, dichas secciones se arman horizontalmente sobre el suelo y luego, con la ayuda del malacate, se levanta a posicin vertical. Las vlvulas preventoras (Blow out Preventors, BOP) se colocan directamente sobre el eje de la perforacin, bajo la torre ya erguida, y as puede circular el fluido de perforacin y entrar y salir la sarta de tubera de perforacin.

1.1.2 Torres de perforacin en mar adentro.

La perforacin Mar adentro requiere obviamente de un buque completamente autosuficiente, no slo en trminos de perforacin, sino tambin de acomodacin del personal. Localizados en ubicaciones remotas y hostiles, son mucho ms costosos de operar y requieren medidas de seguridad ms sofisticadas puesto que el nivel del agua separa la cabeza del pozo de la torre de perforacin.

Existen diferentes tipos de torre de perforacin en mar adentro y su uso depende principalmente de la profundidad del agua en que se ve a operar. Las instalaciones temporales (que se pueden llevar de un sitio a otro) usadas para la perforacin exploratoria, se pueden sentar en el lecho del mar, o bien anclar en la posicin deseada.

1.1.2.1 Barcazas

Estos son pequeos buques de fondo plano que slo se pueden usar en aguas poco profundas como en los deltas, pantanos, lagunas, y lagos pandos.

1.1.2.2 Plataformas de columnas plegables

Estos son buques mviles convenientes para taladrar con agua de mar poco profunda. Estn formados por un casco o plataforma fijos, los cuales se apoyan en un cierto nmero de columnas, generalmente tres, que se apoyan en el lecho del mar. Para mover una plataforma plegable, dichas columnas se levantan y el taladro puede flotar en su casco y as ser remolcado. Dado que as plegado tiene muy alto el centro de gravedad, por lo tanto muy inestable durante el remolque, debiendo ser remolcado con el mar muy calmo y a muy bajas

velocidades para evitar el volcamiento. Una vez en la posicin requerida, las columnas se asientan en el lecho del mar, haciendo una estructura muy estable que no es afectada por las olas. Las preventoras se instalan bajo el nivel de la mesa del taladro, lo cual hace necesario un tubo conductor muy largo hasta el lecho del mar para conectar el pozo al taladro y permitir la circulacin del fluido de perforacin.

1.1.2.3 Plataformas semi-sumergibles.

Las plataformas semi-sumergibles son taladros flotantes capaces de perforar en aguas ms profundas que aquellos de patas plegables. La mesa es soportada por cierto nmero de patas o columnas. Bajo el nivel del agua estas columnas estn soportadas por pontones que pueden estar o no conectados entre s. Las columnas y pontones pueden ser utilizados para lastrar y equilibrar la plataforma. Esta estructura queda equilibrada por debajo del nivel del agua, evitando el inconveniente principal que es la turbulencia del mar en la superficie. Esto la hace ms estable que los buques de perforacin y por lo tanto ms apropiadas para perforar en aguas turbulentas. Los pontones tienen hlices motrices para ajustar su posicin y para moverse, aunque en general son remolcadas por barcazas y usan las hlices para un posicionamiento ms preciso. Una vez correctamente posicionada, la plataforma es anclada en el lugar, aunque en aguas ms profundas las hlices pueden seguir siendo usadas para mantener la posicin por medio de un control automtico de posicin. A diferencia de la plataforma de patas plegables, en este tipo de plataforma las BOPs se instalan sobre el lecho marino, directamente conectadas al revestimiento del pozo. Instalar las BOPs es un proceso sumamente complejo y se efecta por medio de vehculos a control remoto (Remote Operated Vehicle, ROV) y cmaras marinas. Esto permite que la plataforma pueda abandonar el pozo en caso de necesidad. Un conductor largo, flexible y telescpico, llamado riser, conecta las BOPs a la plataforma, permitiendo circular al fluido de perforacin y entrar y salir del pozo a la sarta de perforacin.

1.1.2.4 Buques de perforacin.

Los Buques de perforacin pueden perforar en aguas ms profundas. Generalmente tiene su propio medio de propulsin y viajan fcilmente de una a otra localizacin. Son sumamente mviles, pero no tan estables como las plataformas semi-sumergibles, y por lo tanto no son aptos para perforar en aguas muy turbulentas. Un buque de perforacin puede ser anclado, o su posicin mantenida mediante un control automtico de posicin parecido al de una plataforma semi-sumergible.

Los Buques de perforacin tienen exactamente el mismo equipo que las plataformas semi- sumergibles, con las BOPs conectadas sobre el lecho marino. Para compensar el movimiento del buque (al igual que en las plataformas semi-sumergibles) el riser tiene una junta escualizable en el lecho marino que permite el movimiento horizontal. La longitud de este riser es comnmente el factor limitante en la perforacin en aguas profundas, antes de que llegue a sus lmites de esfuerzo y deformacin.

1.1.2.5 Plataformas Fijas

Las plataformas fijas son estructuras permanentes montadas especialmente cuando no se requiere movilidad. Tpicamente cuando mltiples pozos han de ser perforados para desarrollar y entrar a producir un campo. Pueden ser de dos diseos, soportadas con pilotes o por gravedad. Una plataforma sostenida por pilotes consiste en una estructura de acero as soportada por dichos pilotes clavados en el lecho del mar. Este tipo de plataforma es muy estable cuando hay mal clima, pero es muy poco mvil. Usualmente se construyen en secciones separadas que son remolcadas separadamente hasta el sitio y all ensambladas. Las plataformas de tipo por gravedad son hechas en concreto, o acero, o en una combinacin de ambos. Tienen una base modular, la cual provee de sitio para lastre y almacenamiento, y sobre esta base van las columnas verticales que han de soportar la mesa de perforacin. Normalmente son construidas completamente y luego remolcadas y lastradas en su posicin definitiva.

1.1.3 Ejemplos de Taladro en Tierra

.antes que la torre haya sido levantada

1.1.4 Ejemplo de Plataforma de columnas plegables

Lo ms usual son 3 patas de apoyo.

Note aqu que la perforacin no se ha iniciado, puesto que no hay tubo conductor o riser.

1.1.5 Ejemplo de Taladro Semi-Sumergible

2.COMPONENTES DE UNA TORRE DE PERFORACIN ROTARIA

2.1 INTRODUCCINUn taladro moderno de Perforacin rotatoria, de cualquier tipo consiste de 5 componentes principales:

1) Broca de perforacin y sarta de perforacin.2) Sistema de circulacin del fluido de perforacin.3) Sistema de Movimiento de la sarta de perforacin.4) Sistema de suministro de Energa.5) Sistema de vlvulas preventoras. (BOPs)

El trmino rotaria proviene del movimiento fsico de la sarta de perforacin y la broca (1), el cual va aplicando una fuerza rotaria de corte a la roca en el fondo del pozo. La rotacin puede ser aplicada en superficie a toda la sarta o bien por un motor en fondo a una parte del ensamblaje de fondo (Bottom hole assembly, BHA). La sarta de perforacin consiste en tubera de acero la cual conduce en su interior el fluido de perforacin hasta la broca de perforacin. Esta sarta de perforacin es una combinacin de tubera standard de perforacin, tubera de perforacin ms pesada, de mayor dimetro y calibre, y botellas (Drill collars) an ms pesadas.

Todo esta sarta es montada en la torre de perforacin que tiene un sistema para el movimiento vertical (hacia adentro y hacia fuera) de dicha sarta(3). Este sistema est compuesto de: el malacate, el conjunto de poleas en la corona, el bloque viajero y la lnea de perforacin. La rotacin de la sarta en superficie es aplicada a la sarta por una de dos maneras: Por medio de un sistema de kelly, o por medio de un Top Drive.

El fluido de perforacin, comnmente llamado lodo de perforacin, se almacena en tanques o piscinas, y desde all el lodo puede ser bombeado a travs del standpipe a la swivel donde entra a la kelly o al Top Drive, luego por toda la sarta de perforacin hasta la broca, antes de regresar a la superficie a travs del anular, (el espacio entre la sarta de perforacin y las paredes del hueco). Y al regresar a la superficie el lodo es pasado por varios elementos del equipo de control de slidos para que le sean retirados los cortes de la perforacin , antes de regresar a los tanques de lodo y completar el ciclo completo(2).

Las formaciones en la seccin superficial de un pozo, generalmente estn aisladas por tubo conductor de acero de dimetro grande, llamado revestimiento o casing, El cual ha sido cementado en su sitio. El espacio anular por el cual el lodo regresa a la superficie es ahora el espacio entre el interior del revestimiento y el exterior de la sarta de perforacin. A este revestimiento se conectan las vlvulas preventoras o BOPs (Blow Out Preventors)(5), una serie de vlvulas y sellos que pueden ser usados para cerrar el anular o la boca completa del pozo con el fin de controlar altas presiones de fondo cuando se presentan.

Todo el equipo descrito anteriormente se opera con un sistema central de energa(4), el cual tambin suministra la energa para el alumbrado elctrico, para las compaas de servicio, etctera. Normalmente, esta fuente de energa es una planta elctrica movida por un motor diesel.

2.2 EL SISTEMA PARA MOVER LA TUBERA

Polea Rpida

Lnea rpida

Bloque viajero

Gancho

Corona

Lnea muerta

Ancla de Lnea muerta Tambor del Malacate

Sistema de movimiento de tubera en la

El sistema de movimiento de tubera tiene varias funciones bsicas:-

-.Soportar el peso de la sarta de perforacin, posiblemente varios cientos de toneladas.-.Llevar hacia adentro y hacia afuera, segn el caso, la sarta de perforacin.-.Mantener el peso aplicado sobre la broca durante la perforacin y el rimado.

Sobre la mesa del taladro siempre se estar soportando todo el peso de la sarta de perforacin, ya si la sarta est en cuas o bien si la sarta est colgada en la torre de perforacin. El tamao y la capacidad de carga del taladro es el factor limitante para el peso de tubera que puede soportar un taladro y por lo tanto la profundidad hasta la cual puede perforar.

La altura de la torre determinar el tamao de las paradas de tubera que podrn ser almacenadas sobre la mesa del taladro cuando la tubera se saque del pozo. Durante esta operacin, la tubera ser quebrada en paradas dobles o triples (de dos o tres juntas).

Durante las operaciones de perforacin, la sarta y la Kelly o el Top Drive sern soportadas por el bloque viajero por medio del gancho, a su vez sostenidos al malacate con la lnea de perforacin por un sistema simple de poleas.

La lnea de perforacin se enrolla y desenrolla en tambor del malacate, segn se suba o se baje el bloque viajero. Desde el malacate, la lnea va hasta el conjunto fijo de poleas en la corona, y desde all a las poleas en el bloque viajero, el cual queda suspendido de la torre por

un nmero de lneas , generalmente 8, 10 o 12, y por ltimo por la lnea muerta donde el cable est debidamente asegurado.

Lnea rpida a la corona

Tambor del Malacate

Esta seccin, llamada lnea muerta, llega al ancla , situada a un lado de la torre. Del ancla la lnea pasa a un carrete de almacenamiento, donde se almacena para irlo reemplazando a medida que se vaya desgastando. El otro extremo de la lnea, el cual est asegurado al malacate se le llama lnea rpida, pues se mueve a mayor velocidad que las otras secciones entre poleas y del malacate sale a la polea rpida.

Bloque Viajero

Gancho

Manguera

ElevadorBujes

El desgaste de la lnea se va registrando en trminos de la carga movida a una cierta distancia. Por ejemplo 1 tonelada-milla significa que se ha movido una tonelada por una distancia de una milla. En forma similar, un valor de 1 KN-Km significa que la lnea ha movido 1000 Newtons a

una distancia de un Kilmetro. Este registro permite determinar cuando la lnea de perforacin usada requiere que se le reemplace por lnea nueva.

El procedimiento de cortar y correr (slip & cut) cable requiere que el bloque viajero sea asegurado a la torre para que no haya carga en la lnea de perforacin. La lnea se suelta del ancla y del malacate y as se puede correr una nueva seccin, y tambin se puede cortar en el malacate la seccin ms usada. (Con ms toneladas-milla)

Una vez llevada la nueva lnea a su ligar, se saca si es el caso la lnea usada, y se asegura la lnea nueva en el malacate y en el ancla. Este procedimiento permite un desgaste parejo en la lnea de perforacin a medida que va siendo usada.

El malacate tiene un sistema de freno de alta capacidad, lo cual permite controlar la velocidad de la sarta de perforacin. Durante la perforacin, el malacate permite controlar y ajustar la parte del peso de la sarta que es soportado por la torre y por consiguiente el restante es aplicado a la broca. Este peso es llamado peso sobre la broca, se ajusta segn la dureza de la roca y la fuerza requerida para producir fractura fsica de la formacin, permitir la penetracin y continuacin de la profundizacin del pozo.

2.1.1 Proporcionando Rotacin a la Sarta de perforacin y a la Broca

2.1.1.1 Kelly y swivel

La kelly es una seccin tubular de seccin exterior cuadrada o hexagonal, por dentro de la cual el fluido de perforacin puede pasar dentro de la tubera de perforacin.

kelly

Esta se conecta en la parte superior extrema de la sarta de perforacin por medio del saver-sub o Kelly-sub. Este sub, ms barato de reemplazar que la kelly, impide que esta se desgaste con el continuo conectar y desconectar de la tubera. La kelly, pasa a travs del Kelly-bushing, que ajusta sobre la rotaria.

El movimiento vertical libre hacia arriba y hacia abajo de la kelly es posible a travs del Kelly-bushing, gracias a rodamientos sobre cada una de las caras cuadrada o hexagonal de la Kelly, la cual ajusta exactamente dentro del Kelly-bushing de forma que cuando el

Kelly.bushing

Rotaria Junta tubo perforacin

Kelly-bushing gira, la Kelly gira. Puesto que el Kelly-bushing est asegurado a la rotaria, la rotacin de la misma (sea elctrica o mecnica) forzar al Kelly-bushing a rotar igualmente con la Kelly y a toda la sarta de perforacin. El movimiento vertical hacia arriba y hacia abajo sigue siendo posible durante la rotacin. Cuando la Kelly se levante para, por ejemplo, hacer una conexin, el Kelly-bushing se levantar con ella.

Entre la Kelly y el gancho est la swivel, la cual est conectada a la kelly pero no rota con ella, pues est conectada a la manguera por la cual entra el lodo y adems impide que el gancho y el bloque viajero tambin rotaran con la kelly. La conexin a la manguera de lodo se hace a travs del tubo cuello de ganso.

Una vlvula de seguridad est situada en la parte superior de la Kelly. Esta es llamada kelly- cock, y puede ser cerrada manualmente en el caso de que el pozo est fluyendo debido a una alta presin de formacin. Esto impide someter a la swivel a una alta presin, que podra resultar daina.

2.1.1.2 Unidad de Top Drive

En los taladros ms modernos, la rotacin y la swivel se han combinado en una sola unidad de Top Drive, la cual puede ser operada elctrica o hidrulicamente. En este caso la sarta de perforacin se conecta directamente al Top Drive donde la fuerza de rotacin se aplica directamente y el lodo entra a al sarta de perforacin en forma similar a como lo hace en una swivel. Como la fuerza de rotacin ya ha sido aplicada, no se necesitar ya de Kelly ni de Kelly-bushing.

Bloque viajero

Top Drive

La ventaja de un Top Drive sobre el sistema de Kelly convencional es de tiempo y costo. Con la kelly, a medida que progresa la perforacin, slo puede agregarse de a un solo tubo en cada conexin. Este proceso Implica que la Kelly sea desconectada de la sarta de perforacin, levantar y conectar la nueva junta y despus conectar otra vez la Kelly al la sarta de perforacin.

Con una unidad de Top Drive, la operacin no slo es mucho ms simple por el hecho de que la tubera est directamente conectada al Top Drive, sino que permite que sea agregada una parada, es decir tres juntas de tubera de una vez. La longitud completa de una parada puede ser perforada en forma continua, mientras que slo se puede perforar la longitud de un tubo cuando se perfora con Kelly.

Conexin de tubera

Elevador

El tiempo total que se emplea en hacer conexiones es por lo tanto mucho menor para taladros que tienen Top Drive. Esto implica un gran ahorro en costos, especialmente en taladros en tierra grandes o en plataformas marinas donde la tarifa de alquiler del taladro es muy alta.

Otra ventaja importante del Top Drive es durante las operacionesde viaje, cuando se est sacando o metiendo tubera. La Kelly convencional no se usa cuando se est viajando, se deja a un lado en lo que se llama el hueco del ratn, y se usan los elevadores y los brazos para mover la tubera. Si la tubera se pega durante un viaje, se

necesitar circular para poder liberarla, para lograr esto la Kelly tendra que sacarse del hueco del ratn y conectarse nuevamente a la sarta de perforacin, un procedimiento que puede tardar entre 5 y 10 minutos en el mejor de los casos, tiempo durante el cual la pega puede empeorar. Con un Top Drive tambin se usan los elevadores y los brazos, pero estos estn suspendidos del Top Drive. Luego el procedimiento de conectar el Top Drive es mucho ms rpido y as la circulacin y la rotacin puede ser establecidas casi inmediatamente. En la mayora de circunstancias, esto minimiza el problema potencial y reduce el tiempo que podra ser necesario para resolverlo.

2.1.2 Equipo de Elevacin

Ya han sido vistos los procedimientos de viaje para sacar o meter tubera, hacer conexiones, aadir nuevas juntas de tubera para poder llegar ms profundamente. El manejo de la tubera durante estas operaciones requiere la utilizacin de cierto equipo especial.

Para sacar una parada de tubera, el elevador se cierra alrededor del tubo. Cuando se eleva el bloque viajero, la tubera reposa sobre el elevador debido al dimetro mayor de la caja de conexin y puede ser levantada. Cuando la parada esta completamente por encima de la mesa rotaria, se deslizan las cuas alrededor del tubo atrapndolo sobre la mesa rotaria. Ahora el peso total de la tubera queda soportado en la mesa rotaria.

brazos

elevador

Cuas

La parada encima de la mesa rotaria puede entonces ser soltada y puesta a un lado. Primero, la conexin entre dos tubos se suelta por medio de dos llaves, una bajo la lnea de conexin sosteniendo quieta la tubera y la otra por encimade la lnea de conexin, la cual es halada por una cadena para as soltar la conexin. La parada es rpidamente desenroscada por una herramienta motriz que la deja completamente libre y colgando del elevador. As entonces es alineada a un lado de la mesa y su extremo superior puesto en los dedos que hay dispuestos en el encuelladero.

2.1.2.1 Brazos y elevadores.

Estos son usados para llevar la tubera a la posicin necesaria para la maniobra requerida. El elevador es sencillamente una prensa que se cierra alrededor del cuello de tubera. Cuando se levanta el elevador, se levanta por el tubo hasta la caja de conexin donde el dimetro mayor de la misma ya no pasa por el elevador levantando as la tubera.

El elevador est colgado del bloque viajero por los brazos y as el movimiento vertical es aplicado por el malacate. Los elevadores son de tamaos dados para cada tipo de tubera, sea de perforacin, de revestimiento o de cada tipo para el ensamblaje de fondo.

Encuelladero y dedos

Tubera alineada

2.1.2.2 Cuas

Mientras la conexiones se sueltan o se aprietan, la sarta de perforacin tiene que ser sostenida en la mesa rotaria para impedir que caiga al pozo. Esto se consigue usando las cuas, que consisten en varios bloques de metal con un extremo adelgazado unidos entre s y con asas para su manejo. Se sitan alrededor del cuello del tubo y se van bajando hasta que se cierran dentro de la rotaria sosteniendo toda la tubera.

2.1.2.3 Llaves

Cuas

Estas son usadas para apretar o para soltar las conexiones entre juntas de tuberas. Estas llaves se suspenden con cables desde la torre, y por medio de una cadena puede aplicrseles tensin. Se usan dos, cada una puesta a cada lado de la conexin. La llave inferior sostendr la tubera en su sitio, mientras que la superior soltar o apretar la conexin, halando la cadena que va unida a la cabeza de gato. Cuando se est apretando la conexin, un indicador de tensin en la cadena permite que se aplique el torque correcto.

2.1.2.4 Llaves y Herramientas motrices.

Pipe spinner

Llave

Estas herramientas son neumticas, lo cual permite enroscar y desenroscar rpidamente la tubera cuando se estn haciendo o soltando conexiones. Las llaves se usarn para aplicar el torque final cuando se est haciendo una conexin o para soltar inicialmente cuando se est soltando la conexin.

Cadena a cabeza de gato

Soltando para hacer una conexin

2.1.2.5 Llave de cadena

Si no hay llaves neumticas disponibles, el enroscamiento de la tubera habr de hacerse manualmente por medio de una llave de cadena. La cadena se enrollar alrededor del tubo, y luego se apretar. El enroscamiento se har sosteniendo la llave caminando alrededor del tubo.

Cuando tenga que aadirse un tubo para seguir perforando, se lleva desde la planchada hasta la rampa por medio de un winche de forma que quede siendo sostenido verticalmente sobre la rampa que une la planchada a la mesa del taladro. El bloque viajero al bajar va trayendo al elevador en el cual podr tomarse dicho tubo. Una vez se levante este tubo se bajar nuevamente entre el hueco del ratn, donde queda listo para hacer la siguiente conexin

Mesa

Rampa v

Planchada

Revestimiento

2.2 EL SISTEMA DE CIRCULACIN

Ya se ha visto como el fluido de perforacin, llamado comnmente lodo, entra a la sarta de perforacin a travs de la Kelly o del Top Drive. Existen muchas formas en las cuales el lodo ayuda a la perforacin y de hecho es un elemento vital para la perforacin exitosa de un pozo.

Para enfriar y lubricar la broca de perforacin y la sarta de perforacin con el fin de minimizar su desgaste, prolongar su vida y reducir costos.

Para remover los fragmentos de roca perforados, o los cortes que vienen del pozo. Esto no slo mantiene el anular limpio sino que permite su anlisis en la superficie para la evaluacin de la formacin.

Para balancear las presiones altas de fluido que se pueden presentar en algunas formaciones y minimizar el potencial de patadas o reventones. La seguridad del personal de los taladros y el taladro mismo es de primordial importancia en cualquier operacin de perforacin.

Para estabilizar el dimetro interior del pozo y las formaciones que ya han sido perforadas.

Los tipos de lodo y sus funciones se vern con mayor detalle en la seccin 4

Manguera de la KellyColumna de la torre

Piscinas

Bombas de lodo

Mesa rotaria

ZarandaSarta de perforacin

Anular

Broca

Preparar un lodo de perforacin es casi como cocinar, con varios ingredientes o aditivos en el sistema cada uno con su funcin particular que cumplir. El lodo es hecho y almacenado en

piscinas o tanques, los cuales tienen diferentes nombres dependiendo de su funcin especfica. Generalmente llevan los siguientes nombres:

Tanque de Premezcla:Donde se adicionan y mezclan los productos qumicos quehan de entrar al sistema.

Piscina de Succin:De donde las bombas toman el lodo para comenzar suviaje dentro de la tubera de perforacin. Esta es la piscina activa por excelencia, conectada directamente al pozo.

Piscinas de Reserva:Los que contienen volumen adicional de lodo, en generalno hacen parte del sistema activo.

Piscina de la Zaranda:Esta piscina est situada inmediatamente debajo de laZaranda. Lleva integrada la trampa de arena cuyo propsito es permitir al material ms fino (Arenas y limos) decantarse del lodo para poder ser ms fcilmente removido.

Tanque de Viaje:Untanquemspequeo,usadoparamonitorearpequeos desplazamientos de lodo. Por ejemplo viajes de tubera y el monitoreo de un patada de pozo.

Tanque de Pldora:Estetanqueesutilizadoparaprepararpequeosvolmenes de lodo que puedan ser requeridos para operaciones dadas durante la perforacin.

Agitador de Lodo

Sensor Nivel de piscina

Malla

El nmero necesario de piscinas depender del tamao y profundidad del pozo, luego del tamao de volumen de lodo necesario para llenar dicho pozo. Normalmente se usan de 4 a 6 piscinas pero en pozos ms grandes el nmero puede llegar a ser de 16 o ms.

Desde los tanques de almacenamiento el lodo es bombeado a travs del standpipe, el cual est fijo a una de las columnas de la torre, y sigue el lodo por la manguera de la kelly a travs del tubo en cuello de ganso.

Por la manguera de la Kelly, el lodo pasa a travs de otro tubo en cuello de ganso a travs de la swivel o del Top Drive donde entra a la sarta de perforacin; de la cual sale a travs de las boquillas, regresando a superficie por entre el espacio anular entre la sarta de perforacin y la pared del pozo(o la pared interna del revestimiento)

En caso de pozos costa-afuera, un tubo ms ha sido instalado para permitir al lodo circular desde el fondo del mar hasta el taladro. Este tubo es o un conductor o bien un Riser.

ConductorUn tramo de tubera llevado hasta el fondo del mar, con las BOP instaladas en el taladro sobre gatos o plataformas.

RiserUn tramo de tubera desde las BOP sobre el lecho marino hasta el taladro, el cual puede ser semisumergible o un buque de perforacin. El riser incorpora una junta telescpica que permite que la altura del taladro se vaya ajustando a la altura de la marea y de las olas.

2.2.1 Equipo de Control de Slidos

El control de slidos es vital para mantener una operacin eficiente de perforacin. Altos valores de slidos incrementarn la densidad y la viscosidad, lo cual llevar a mayores costos de tratamiento qumico, mala hidrulica, y altas presiones de bombeo. Con los slidos altos, el lodo se torna muy abrasivo e incrementa el desgaste en la sarta de bombeo, en el pozo y en el equipo de superficie. Se ir haciendo ms difcil remover los slidos de un lodo a medida que aumente su contenido de slidos.

El lodo que va llegando a superficie al salir del pozo contiene cortes de perforacin, arena y otros slidos, y probablemente gas, todos los cuales deben ser removidos para que el lodo pueda ser inyectado de nuevo dentro del pozo. Continuamente deben agregarse arcillas para el tratamiento del lodo adems de productos qumicos para mantener las propiedades fsicas y qumicas que se requieren. Para todas estas tareas se requiere equipo especializado.

Cuando sale del pozo, el lodo es retirado en la campana que est sobre las BOPs al seguir su camino por el flow line al depsito de la zaranda (llamado tambin possum belly). Aqu en este punto es donde el mudlogger ha de instalar una trampa de gas y otros sensores para monitorear y analizar el lodo que viene del pozo.

DE OPERACIONES EN EL POZO, Version 3.0, Marzo 2001. Trad. V1-Zaranda

Caja de zaranda con trampa de gas y sensores de lodoDATALOG MANUAL200228 Flow line

DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001

Hay unas compuertas que regulan el nivel del lodo llegando en la zaranda. Aqu habr mallas inclinadas vibrando (normalmente 2), con el fin de separa los cortes del lodo, el cual podr pasar por las mallas hacia la trampa de arena en la piscina de la zaranda. El lodo de aqu puede ser regresado al sistema de piscinas donde el ciclo de circulacin puede empezar otra vez. Las mallas pueden ser cambiadas en forma que su calibre sea apropiado para el tamao de los cortes que sea necesario retirar. Normalmente la malla con el calibre mayor se instala en la parte superior y la que es de calibre ms fino en la parte inferior. El movimiento vibratorio de las mallas mejora la separacin del lodo de los cortes. Aqu se recolectan las muestras para el anlisis geolgico.

Siendo los asuntos ambientales materia de cada vez mayor importancia, los cortes separados en la zaranda son recogidos en tanques y as pueden ser transportados fcilmente a lugares donde puedan ser limpiados totalmente de lodo y qumicos residuales depositados.

e pasar a travs de la zaranda, an queda en el lodo material muy fino como limo y arena suspendidos, que han de ser removidos del lodo. El lodo primero cae en laCarena despus de pasar por las zarandas. Esta trampa de arena Tanquees unadecmaraPremezclangostada incorporada dentro de la piscina de la zaranda, donde la velocidad del lodo da permitiendo as a los slidos separase y decantarse. El fondo de la trampa esy as lasdpartculas que han cado en el fondo puede ser recogidas y extradas delMANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO, Version 3.0, Marzo 2001. Trad. V1-200229arenadorRegularmente se instala an ms equipo de control de slidos en el sistema antes de que el lodo llegue a las piscinas. Si el lodo es particularmente gaseoso, puede ser pasado por un degasser el cual consiste en un gran tanque con un agitador que forza la separacin del gas del lodo.

DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001

Despus d granos de trampa de cnica o a es reduci inclinado sistema.

esilter

entrfuga

Embudo mezclador

degasser

Lnea succin hacia la bomba

Tanque de succin

Flowline

Possum BellyPiscinas intermedias

DATALOZGaranda

Des Trampa de arena

Piscina de la zaranda

Si dichas partculas no se han decantado cuando ya han pasado la trampa de arena, necesariamente habrn de pasar por el resto del equipo de control de slidos, antes de regresar a los tanques de lodo.

El desarenador, cuando se usa en conjunto con la zaranda, remueve gran parte de los slidos abrasivos, reduciendo as el desgaste en las bombas de lodo, equipo de superficie, sarta de perforacin y broca. Tambin usado en conjunto con la zaranda y el desarenador est el desilter, el cual remueve material an mas fino del lodo.

Los desarenadores y los desilters separan los slidos del lodo en un hidrocicln, un separador en forma de cono dentro del cual el fluido se separa de las partculas slidas porla fuerza centrfuga. El lodo fluye hacia arriba en movimiento helicoidal a travs de cmaras cnicas, donde las partculas slidas son lanzadas fuera del lodo, al mismo tiempo, baja agua adicional por las paredes del cono llevndose las partculas slidas que se han movido hacia la pared del cono.Un hidrocicln

DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO, Version 3.0, Marzo 2001. Trad. V1-200230

Salida de lodo

Entrada de lodo

Se pueden utilizar centrfugas adicionales con el fin de remover grandes cantidades de arcilla suspendidas en el lodo. Una vez que el lodo est limpio, se le puede regresar a los tanques para ser recirculado. Una Centrfuga consiste en un tambor cnico de alta velocidad y un sistema de tornillo que se lleva a las partculas ms grandes dentro del tambor a la compuerta de descarga. Se usa cuando la densidad del lodo debe ser reducida significativamente, en vez de aadir lquido e incrementar el volumen.

Las centrfugas tambin pueden ser utilizadas para remover partculas del vidrio o plstico que haya sido usado para mejorar la lubricacin o reducir la densidad en aplicaciones bajo balance.

Descarga de agua y slidos

Este control de slidos realizado por el equipo de superficie es un aspecto muy importante en el mantenimiento del lodo. Los granos finos sern muy abrasivos y dainos para equipo como las bombas de lodo, sarta de perforacin, la broca,

etctera. Tambin es importante para controlar la densidad del lodo; pues si se permite a los slidos acumularse, se tendr como resultado un aumento en la densidad del lodo.

Una medida adicional que puede ser requerida para preparar el lodo para la circulacin es llevada a cabo por el degasser, el cual separa y ventila al lodo de grandes volmenes de gas y los conduce a una lnea especial donde ser quemados. Recircular un lodo con gas disuelto puede ser peligroso y reducir la eficiencia de la bomba y disminuir la presin hidrosttica necesaria para balancear la presin de formacin. Un separador lodo-gas maneja gas a alta presin y flujo con seguridad cuando ocurre una patada de pozo. Un desgasificador de vaco es ms apropiado para separar gas disuelto en el lodo, el cual puede manifestarse mostrando espuma al aparecer en superficie.

La mayora de los taladros tiene dos bombas para circular el lodo a presin por el sistema. Los taladros ms pequeos, que taladran pozos menos profundos pueden necesitar slo una.

Las bombas de perforacin pueden ser de dos tipos:

Bombas Dplex Estas tienen dos cilindros o cmaras, cada una de las cuales descarga lodo a presin alternativamente por ambos lados del movimiento del pistn. Cuando se descarga en un sentido se llena de lodo la cmara vaca al otro lado del pistn. Cuando el pistn regresa, descarga de este lado recin llenado mientras va llenando el otro.Bombas Triplex Tienen tres cilindros, pero a diferencia de las bombas dplex, el lodo se descarga slo por un lado en la carrera hacia delante. En cada cilindro el lodo se descarga por el movimiento de empuje del pistn dejando el espacio tras el pistn vaco. Cuando el pistn va regresando se vuelve a llenar de lodo la nica cmara que ser vaciada al moverse el pistn nuevamente hacia delante.

BOMBATRIPLEX

CMARA & PISTN

2.3 SARTA DE PERFORACIN Y BROCA

2.3.1 Brocas de arrastre

Estas tienen cuchillas endurecidas, en vez de cortadores distribuidos, las cuales hacen parte integral de la broca y rotan solidamente con esta y con la sarta. Tienen la tendencia a producir un alto torque y tambin a perforar huecos con muy altas desviaciones. La penetracin se consigue por raspado usando poco peso en la broca (Weight On Bit, WOB) y alta velocidad de rotacin (RPM). Realmente con este tipo de broca slo se pueden perforar formaciones blandas e inconsolidadas, pues no tienen la dureza ni la resistencia al desgaste necesarias para las formaciones consolidadas.

2.3.2 Brocas Tricnicas

Al comienzo haba brocas de dos conos sin interferencia, y por lo tanto tenan la tendencia a empacarse (cuando los cortes de perforacin se amalgaman y endurecen alrededor de la broca) en formaciones blandas. Estas fueron sucedidas por las brocas tricnicas, el tipo debroca ms comn actualmente usada. Estn tienen 3 conos los cuales se van interfiriendo luego limpiando entre s, con filas de cortadores en cada cono. Los conos son principalmente de dos tipos: o bien dientes tallados o de insertos de carburo de tungsteno (Tungsten Carbide Inserts, TCI) y pueden ser de varios tamaos y durezas de acuerdo a las litologas previstas. Una gran cantidad de calor se genera por la friccin durante la perforacin

Boquilla o jet

Broca Tricnica

y este calor debe ser disipado. El enfriamiento y la lubricacin son funciones del fluido de perforacin. Este sale por las boquillas o jets que tiene la broca. Cada boquilla esta posicionada encima de cada cono, son reemplazables y pueden ser instaladas en varios tamaos, siendo mayor la velocidad del lodo por la boquilla a medida que esta es ms pequea. Los tamaos de las boquillas se

expresan bien en milmetros o en treintaidosavos de pulgada.Si no se instala una boquilla, se conoce como boquilla abierta, por ejemplo de 32 treintaidosavos, para el caso de brocas de 8 ).

Las brocas tricnicas estn clasificadas dentro del sistema desarrollado por la IADC (International Association of Drilling Contractors):

La mayora de la brocas tricnicas tienen un cdigo IADC de tres cifras.

Por ejemplo:

BrocaCdigo IADCDescripcin

Hughes ATM22517Con dientes TCI para formacin blanda, lams blanda en el rango, con rodamientos sellados y proteccin de calibre del dimetro.

Reed MHP13G137Con dientes blandos tallados, para formacin medianamente dura dentro del rango de la broca, con rodamientos sellados por friccin y proteccin de calibre del dimetro.

Algunas brocas pueden tener un cuarto caracter que describe caractersticas adicionales de la broca. Por ejemplo, para perforacin con aire(A), con boquilla central (C), con proteccin extra de dimetro(E), para perforacin horizontal (H), para broca de dientes en acero standard(S), con insertos en forma de cincel (X), con insertos en forma cnica(Y).

2.3.2.1 Terminologa de la broca

Nariz del cono cono

Insertos talladosFila mediaFila Interior Taln Fila taln

Falda

Pata

Retenedor boquilla

Hombro

Jet o Boquilla

Rosca

Broca tricnica de insertos de carburo de tungsteno.

2.3.2.2 Clasificacin IADC de Brocas

SerieTipo de estructura de corte1SuaveDiente tallado

2Media

3Dura

4Muy suaveCincelInserto Carburo Tungsteno

5Suave

6MediaCnica

7Dura

8Muy Dura

TipoGrado de Dureza de la estructura de corte1-41 ms suave 4 ms duro

Opcin de Diseo Diseo de rodamiento y proteccin de calibrador1Producto estndar

2Perforacin con aire

3Calibre del dimetro protegido

4Rodamiento sellado

5Calibrador protegido y rodamiento sellada

6Rodamiento de buje sellado por friccin.

7Rodamiento de buje sellado por friccin., Calibre del dimetro protegido.

8Direccional

9Otra

2.3.2.3 Accin del cono.

A medida que el cono rueda en el fondo del pozo, una accin de raspado y excavado se ejecuta sobre la formacin. Los conos tienen mas de un eje de rotacin debido al nmero y alineacin de las filas de dientes de corte, pero esto se halla limitado por el efecto que tenga el peso de la sarta de perforacin aplicado sobre la broca. La rotacin se efecta dentro de la broca, en forma que los dientes van deslizando y excavando a medida que van girando. Este efecto es minimizado en el diseo de brocas duras (pues los ejes de rotacin de los conos son concntricos) con el fin de reducir desgaste, pero an as en esta accin no hay rodamiento puro.

El efecto de deslizamiento produce un efecto de arranque, raspado y tallado controlado en la formacin, que conduce a una rpida y eficiente remocin de los cortes de formacin producidos. Para formaciones blandas, el efecto de raspado se mejora haciendo que los ejes de los conos no sean concntricos. Esto lleva a una perforacin ms rpida y la cantidad de raspado depender de la cantidad de alejamiento que tengan los ejes de los conos. En las brocas para formaciones blandas este alejamiento de los ejes puede ser de , en aquellas para formaciones medias de 1/8, y sin alejamiento para las de formaciones duras.

Hilera Taln

Hilera interna del talnHilera de Nariz

Hilera Media

Jet o Boquilla

2.3.2.4 Tipos de rodamiento

Sin sello:Estn llenos con grasa y expuestos. Su vida por lo tanto es corta pues los rodamientos estn expuestos a la fatiga del metal y a la abrasin por slidos.

Sellados y auto lubricados: An existe fatiga del metal, pero la abrasin por slidos se haeliminado mientras el sello permanezca.

Bujes sellados:Estos tienen una vida ms larga, pero puede haber desgasteocasionado por las superficies de metal rozando en la parte inferior de los bujes. Si el sello falla, el lodo de perforacin entrar dentro del buje, sacando la grasa y el recalentamiento consiguiente resultar en la pronta falla del rodamiento. El buje tiene un sistema de compensacin de presin el cual minimiza la diferencial de presin entre el rodamiento y la columna hidrosttica del lodo.

2.3.2.5 Dientes

El tamao, forma y separacin entre los dientes afecta la eficiencia o rendimiento de la broca segn la dureza de las formaciones. El diseo de los dientes tambin determinar el tamao y la forma de los cortes de formacin producidos, luego este factor debe tenerse en cuenta para la evaluacin geolgica de dichos cortes.

Para formaciones blandas, los dientes escogidos normalmente sern largos, delgados y ampliamente espaciados. Los dientes entre ms largos logran mayor penetracin en la formacin blanda. Esta mayor penetracin se mantiene aunque el diente se desgaste pues se mantiene agudo debido a que se ha hecho lo ms delgado posible. El amplio

espaciamiento entre dientes impide el empacamiento de la formacin blanda entre los dientes. La accin de corte se produce por tallado y raspado y los cortes producidos sern grandes y angulosos.

El tamao y la resistencia del rodamiento se ven necesariamente restringidos en formaciones blandas por el mayor tamao de los dientes. Esto normalmente no produce problemas pues se necesita aplicar slo pesos bajos sobre la broca para lograr fallar la formacin y conseguir una rata de perforacin ptima.

Para formaciones de mediana dureza se usan dientes ms cortos y son innecesarios los dientes largos. La longitud ser tal que consiga penetrar lo ms posible al tiempo que el desgaste se mantenga en el mnimo posible. Un amplio espaciamiento permite una eficiente limpieza, aunque el empacamiento no es una consideracin tan importante como en las formaciones blandas.

Para perforacin en formaciones duras se usan dientes cortos y an ms anchos, los cuales producen un efecto de aplastamiento y fragmentacin ms que de arranque y deformacin en la roca. No se requiere espaciamiento entre los dientes ya que los cortes producidos sern mas pequeos, en menor concentracin o volumen. Las ratas de perforacin sern menores.

Se consigue una vida til ms larga en las brocas cuando se usan dientes de caras endurecidas o con insertos de carburo de tungsteno (Tungsten Carbide Inserts, TCI)

Para formaciones ms duras, an ms pocos y ms pequeos dientes facilitan que los rodamientos puedan ser ms grandes y resistentes y as puedan soportar las grandes fuerzas necesarias para lograr el fallado fsico de la formacin.

2.3.2.6 Requisitos para la operacin.

Las formaciones abrasivas y duras requieren fuerza sobre la broca (WOB). El mayor peso obviamente tendr su impacto en los rodamientos, de forma que una rotacin ms lenta deber ser aplicada, con el fin de no desgastar en exceso los rodamientos. El WOB requerido es ligeramente menor para una broca TCI equivalente a una de dientes con el fin de evitar falla de la broca por impacto o quebrar los cortadores de insertos.

Las formaciones ms suaves requieren menor peso sobre la broca con el fin de lograr una buena penetracin, por lo tanto se puede aplicar un valor mayor de RPM. Los parmetros entre brocas de insertos y de dientes pueden ser similares. Demasiado peso puede en efecto quebrar los dientes o insertos ms largos de las brocas usadas en estas formaciones.

Generalmente la rata de penetracin (ROP) es mayor cuando se aplica un peso mayor (WOB) y / o unas RPMs ms altas, pero demasiado peso puede resultar en efectos contraproducentes como empacamiento de la broca en formaciones blandas, desgaste en los rodamientos, y en rotura de dientes o insertos.

2.3.3 Brocas Policristalinas y de Diamante (PDC)

Estas brocas tiene una larga vida pues sus cortadores son muy duros y no hay rodamientos ni partes mviles. Los diamantes industriales de origen natural empleados son colocados manualmente en diseos geomtricos que cubren el fondo de la broca, en forma redundante que permita el funcionamiento de la misma si hay rotura de alguno de ellos.

En las brocas PDC, los diamantes policristalinos son montados en una matriz de carburo de tungsteno. Los diamantes realizan la perforacin, o el corte, mientras el carburo de tungsteno los sostiene proveyndoles de resistencia y rigidez.

Los cortadores de diamante comienzan su trabajo afilados y se desgastan mantenindose afilados, mientras que la mayora de cortadores se desgasta con el uso. Esto y su vida ms larga hacen extremadamente efectivas en costo para perforaciones profundas y en formaciones duras y abrasivas.

Dado que no tienen partes mviles, son econmicas y permiten altos regmenes de rotacin (RPM), (mayores que los permitidos para brocas de rodamientos) producidos con motores de fondo.

Tienen una larga vida, aunque

Broca de DiamanteBroca PDC

la ratas de penetracin (ROP) son generalmente menores. La distancia perforada tendr que ser mayor para justificar el alto costo que implican estas brocas.

La accin cortante de los diamantes es del tipo de fallamiento o pulverizacin. Lo cual produce cortes que son mucho ms finos que los producidos por una broca tricnica. Comnmente apareciendo como una fina harina de roca, y algunas veces hasta trmicamente alteradas debido al alto calor friccional generado. Esto hace que esta broca no sea muy til cuando se trata de evaluar una formacin, pues la estructura y la forma de la litologa se destruyen en alto grado. En forma similar, no son sensibles a los cambios de formacin (generalmente un cambio en la ROP es la primera indicacin de un cambio en la litologa), se recalca nuevamente que estas brocas no producen cortes aptos para la evaluacin geolgica.

Las brocas de diamante tienen diferentes requerimientos operacionales que las brocas tricnicas. Generalmente tienen un dimetro ligeramente menor que el tamao de hueco para reducir desgaste durante los viajes para adentro y para fuera del pozo.

El rendimiento ptimo se logra con bajos WOB y la ms alta RPM posible, y con altas velocidades de lodo alrededor de las superficies cortantes de la broca. Antes de comenzar a

perforar con una broca nueva de estas, est debe ser asentada, en otras palabras la forma del hueco en el fondo debe ser ajustada lentamente con la broca; esto se consigue incrementando lentamente el peso sobre la broca (WOB) antes de comenzar a perforar, as el perfil de la broca poco a poco le dar su forma al fondo del pozo.

2.3.4 Calificacin de las brocas

2.3.4.1 Sistema TBG

La calificacin de las brocas puede ser muy sencilla al definir la condicin de los dientes, de los rodamientos y del calibre. Este sistema se conoce como el sistema TBG, siendo los dientes y los rodamientos calificados en una escala de 1 8 y el calibre en octavos de pulgada bajo el dimetro inicial.

(T)(Teeth) Dientes1 Como nuevos8 Completamente gastados.

(B)(Bearing)Rodamientos1 Como nuevos8.- Falla total

(G)(Gauge)CalibreIG (In Gauge) En Calibreo la medida en octavos de pulgada del dimetro inicial menos el hallado al sacar la broca.

Este sistema de calificacin es muy bsico que da una visin muy general de la condicin de la broca, por ejemplo las hileras interiores de dientes pueden tener un desgaste diferente de las hileras exteriores, pero en este sistema slo hay lugar para una descripcin.

2.3.4.2 Sistema IADC

Estructura de CorteCondicin rodamientoCalibr eObservaciones

Hileras int.Hileras Ext.Principales Caractersticas. de DesgasteUbicacin del desgaste principalOtras caract. desgasteRazn /motivo

0 8 escala lineal

0 sin desg- 25%4- 50%6- 75%8- 100%BC cono roto BT dientes rotosCC cono agrietado CR ncleo gastado CT dientes tajados ER erosinJD dao chatarra LC cono perdido LT dientes perdidos PB broca perforada PN boquilla tapadaRG calibre excavado RO anillo sueltoSD dao falda WO lavadoWT dientes gastadosRodamiento:

N narizM fila media H fila taln A todas filas

Cono 1, 2, 3

Cortadores fijos:

C cono N narizT surco medio S hombroG externoA todas reasNo Rodamientos sellados:

0 80 como nueva 8 sin vida til

Rodamientos sellados:

E efectivo F falla

X-no se usan rodamientosI en calibre

Bajo calibre medido al 16 avo de pulg. ms cercanoLos mismos cdigos de principales caractersticas de desafiladoBHA cambio BHADMF falla motor de fondo DSF falla sarta de perforacinDST prueba de tubo abierto.LOG correr registros CD acondicionar lodo CP Punto de corazn DP Tapn.FM cambio de formacin HP problemas de hueco HR horas en la brocaPP presin de bomba PR rata de penetracin TD profundidad total (o punto de revestimiento) TQ torqueTW soltamientoWC condiciones de clima

2.3.5 La sarta de perforacin.

Dicho simplemente la sarta de perforacin esta compuesta de tubera de perforacin y botellas, collares, porta-mechas o drillcollars, con una cierta cantidad de componentes menores y conecta los sistemas de superficie con la broca de perforacin.

Las funciones principales de la sarta de perforacin son: -

Proporcionar una va desde la superficie hasta la broca para que el fluido de perforacin se puede llevar bajo presin.

Transmitir la rotacin, aplicada en superficie, a la broca.

Transmitir la fuerza, o peso, a la broca para que la formacin se rompa ms fcilmente.

Proporcionar los medios para bajar y subir la broca de perforacin dentro del pozo.

Todas las conexiones que se hacen desde la swivel hasta la parte superior de la Kelly son de rosca izquierda (en sentido antihorario) y todas las dems son de rosca derecha (en sentido horario), pues dado que la rotacin aplicada es en el mismo sentido horario las conexiones tendern a apretarse en vez de soltarse.

Todos los tamaos de tubera, sean tubera de perforacin, botellas, collares o porta-mechas o revestimiento estn clasificados por el Instituto Americano del Petrleo (American Petroleum Institute)(API) por su dimetro exterior. (Outside diameter)(OD)

2.3.5.1 Tubera de perforacin

Este es el componente principal, en trminos de longitud de la sarta de perforacin. Cada junta de tubera (llamada tambin tubo, largo, sencillo, etctera) de perforacin, hecha en acero, comnmente tiene una longitud de 9 a 11 metros, con una caja de conexin (Tool Joint), macho o hembra, la cual est soldada en cada extremo de tal forma que se puedan enroscar entre s

una tras otra. El hombro alrededor de cada caja de conexin tiene un dimetro mayor pues as se ha dispuesto para dar mayor resistencia a las conexiones.

La tubera de perforacin se consigue en varios dimetros (OD) aunque el ms utilizado es el de 5 (127 mm). El dimetro interior de la tubera de perforacin (Inside Diameter)(ID) vara de acuerdo al peso por unidad de longitud de cada tipo de tubo, entre mayor sea el peso, menor ser su dimetro interior.

Comnmente, el peso de la tubera de 5 ms utilizada es de 19.5 lbs/pie o 29.1 kg/m:

Esto resultaOD=5= 127 mm

ID=4.28= 108.7 mm

Tambin puede conseguirse tubera de perforacin en diferentes grados de acero, lo cual se obtienen diferentes grados de resistencia, donde D es la ms dbil y S la ms resistente.

La tubera con pared mas gruesa es llamada comnmente heavy weight drill pipe o tubera de peso pesado. A esta clase de tubera ms pesada se le sita normalmente directamente encima de los Drillcollars en la sarta de perforacin para obtener mayor peso y estabilidad. Al igual que la tubera standard los heavy weight drill pipe (HWDP) se consiguen en diferentes dimetros e ID (inside diameter) dimetro interior variable segn su peso por unidad de longitud. Los heavy weight drill pipe se diferencian exteriormente porque tiene las cajas de conexin(Tool Joints) ms largas que la tubera normal.

Comnmente, el heavy weight drill pipe de 5 ms utilizado es de 49.3 lbs/pie o 73.5 kg/m:

Esto resultaOD=5= 127 mm

ID=3= 76.2 mm

Ntese que el heavy weight drill pipe tiene el mismo dimetro exterior (OD) que el tubo estndar, y el mismo dimetro interior (ID) que los drillcollars.

2.3.5.2 Drillcollars..(Collares, botellas, o portamechas)

Los Drillcollars son tubos de pared gruesa, rgidos y de alto peso que son la parte ms importante del ensamblaje de fondo (Bottom Hole Assembly)(BHA), posicionados entre la tubera de perforacin y la broca. Cumplen varias funciones importantes:

Proporcionar peso para la broca. Proporcionar la resistencia para que los drillcollars estn siempre en compresin. Proporcionar el peso para asegurar que la tubera de perforacin siempre se mantenga en tensin para evitar que se tuerza. Proporcionar rigidez o consistencia para que la direccin del pozo se mantenga. Producir un efecto de pndulo, permitiendo que los pozos casi verticales puedan ser perforados.

En forma similar a la tubera de perforacin los drillcollars se consiguen en varios dimetros exteriores (OD) con el dimetro interior(ID) variando segn el peso por unidad de longitud. Normalmente el ID es similar al de los Heavy weight Drill Pipe, cercano a 3 o 76 mm:

Drillcollar cuadrado Drillcollar en espiral Drillcollar lisoEl peso aplicado a la broca debe provenir nicamente de los drillcollars, si el peso aplicado a la broca excede el peso total de los drillcollars, el peso extra provendr de la tubera, la cual estara en compresin, siendo susceptible de torceduras y a que se zafara la rosca.

El peso de los drillcollars actuando directamente sobre la broca tiene dos consecuencias principales:

La tendencia de la sarta de colgar verticalmente debido al peso y la gravedad. Entre ms pesados sean los drilcollars, menos probable es que el pozo se desve de la vertical.

El peso aplicado a la broca la har estabilizar, haciendo que el pozo mantenga su direccin constantemente. Esta estabilizacin de la broca tambin permitir una distribucin mas pareja de la carga sobre la estructura cortante de la broca. Esto evita que la broca se aleje de la posicin central, garantizando un pozo derecho, de dimetro correcto, desgaste parejo de la broca y mayores ratas de penetracin.

Mantener el pozo en la direccin correcta se logra no slo por el peso y la rigidez de los drillcollars en la base de la sarta de perforacin, sino con que el dimetro exterior OD de los drillcollars sea apenas menor que el dimetro de la broca empleada, o al dimetro del pozo. Esto se conoce como sarta empacada.

El inconveniente asociado a este tipo de diseo de sarta de fondo (Bottom Hole assembly)(BHA) es que es muy susceptible de sufrir por pega diferencial, donde la tubera se pega en la torta que cubre las paredes del pozo. Este riesgo se minimiza mediante la utilizacin de drillcollars con diferentes diseos de seccin, o de surcos en la superficie con el fin de reducir el rea de contacto que pueda haber entre los drillcollars y la pared del pozo. As los drillcollars pueden ser redondos, de seccin cuadrada o elptica, con surcos espirales, etctera.

2.3.5.4 El Ensamblaje de Fondo (BHA)

Este es el nombre aplicado a los drillcollars y cualquier otra herramienta o tubera incorporada, incluyendo la broca. La sarta de perforacin es entonces la tubera de perforacin ms el BHA. (el cual est incluido dentro del BHA)

2.3.5.4.1 Estabilizadores

Estos son unos tramos cortos de tubera,(Subs.) posicionados entre los drillcollars con el fin de mantenerlos centrados dentro del hueco, mantener el pozo derecho y por medio de la accin de corte mantener el dimetro correcto en las paredes del pozo. El dimetro completo del pozo se consigue con unas Cuchillas montadas en el cuerpo del estabilizador, las cuales pueden estar hechas de aluminio ocaucho macizo, o ms comnmente, de acero con insertos de carburo de tungsteno dispuestos en la caras cortantes. Los estabilizadores se pueden clasificar como de cuchillas rotantes o no rotantes, o como de cuchillas espirales o rectas.

2.3.5.4.2 Rimadores(Reamers)

Los rimadores riman las paredes del pozo a un dimetro igual o inferior al de la broca y realizan una funcin similar a los estabilizadores en cuanto que ayudan a estabilizar el ensamblaje de fondo y mantener el hueco con el dimetro completo. Son usados generalmente cuando se experimentan problemas para mantener el pozo del dimetro de la broca, en formaciones

Reamer de 3-puntos. (Near bit )

abrasivas, cuando a la broca se le desgasta el dimetro exterior. En forma similar, se utilizan si se sabe que en el pozo existen ojos de llave, patas de perro, o escalones. El nmero y posicin de las cuchillas rimadoras dictan la clasificacin del reamer. Por ejemplo, con tres cuchillas, se llama un reamer de 3 puntos. Si se le ubica hacia la base del sub (como se muestra en la ilustracin) se le llamara un reamer de tres puntos, cerca de la broca. Un reamer estabilizador tendr las cuchillas posicionadas en el centro del sub.

Los Under-reamers tambin son ubicados directamente encima de la broca para rimar el hueco y mantener el dimetro o aumentar el dimetro del hueco ya perforado. La accin de corte o rimado se logra por medio de conos giratorios que van sobre brazos extensibles. Estos brazos se abren y se mantienen abiertos durante la perforacin por la presin de lodo que est pasando a travs de la tubera. Esto permite que la herramienta pueda bajar a travs de una seccin de dimetro estrecho, como un revestimiento, y luego abrirse en la profundidad deseada..

2.3.5.4.3 Hole opener (ensanchador)

Esta herramienta es similar a los under reamers, en la cual la accin de corte o rimado se logra por medio de conos giratorios para ensanchar el dimetro del hueco. Pero a diferencia de estos, no van sobre brazos extensibles. Generalmente son usados en secciones superiores de pozos donde se requieran dimetros grandes

2.3.5.4.4 Cross-Overs

Los Cross-Overs son pequeas secciones de tubera que permiten conectar entre s tuberas y drillcolllars de diferente rosca y dimetro.

2.3.5.4.5 Martillos (jars)

Estos son elementos operados mecnica o hidrulicamente para proporcionar un golpe de alto impacto sobre la sarta de perforacin dentro del pozo para el caso en que sobrevenga una pega de tubera. Los Martillos estn especficamente diseados para perforar o para pescar (recuperar una parte de la sarta de perforacin que se ha dejado en el pozo).

Si la tubera se pega y no puede ser liberada trabajando la tubera con movimientos normales hacia arriba y hacia abajo, sin sobrepasar las limitaciones del equipo y la tubera entonces es cuando se usan los martillos para perforacin rotaria.

Los martillos son herramientas diseadas para proporcionar golpes de alto impacto, en sentido hacia arriba o hacia abajo sobre la sarta de perforacin. La direccin para la cual se active el martillo depende del movimiento de la tubera cuando ocurri la pega. Un golpe hacia abajo se obtendr si la tubera estaba quieta o movindose hacia arriba. Un golpe hacia arriba se obtendr si la tubera se est moviendo hacia abajo. La mayora de las situaciones de pega resultan cuando la tubera se est moviendo hacia arriba o cuando esta quieta, por lo tanto el martilleo hacia abajo es el ms comn.

Para liberar la tubera se necesita que el jar est por encima del punto de pega, por esto se les ubica a los martillos en la parte superior del ensamblaje de fondo (BHA), siempre arriba de los estabilizadores y otras herramientas de mayor dimetro susceptibles a pegarse.

Los martillos pueden ser activados hidrulica o mecnicamente, pero ambos funcionan con el mismo principio. Este es que el martillo consiste en un tubo de dimetro mayor el cual est unido a la sarta de abajo (la que est pegada) y un mandril de dimetro inferior, unido a la tubera libre arriba, el cual puede deslizarse liberando una gran energa(aceleracin y fuerza) rpidamente bien sea hacia arriba o hacia abajo.

Los Martillos Hidrulicos funcionan con una demora de tiempo producida por la liberacin del fluido hidrulico. Cuando se extiende el mandril, el fluido hidrulico se libera lentamente a travs de un pequeo orificio. Durante varios minutos la abertura continua abierta pero es restringida por la capacidad hidrulica. Entonces otro canal de fluido de dimetro grande se abre permitiendo un flujo grande y una rpida y sin restriccin apertura del Jar, llamada golpe. Al final del golpe, normalmente de 8 para martillos de 6 de dimetro, un gran golpe es efectuado por la rpida

desaceleracin de la sarta sobre el Jar, la cual estaba acelerada durante el movimiento del mecanismo del Jar.S e levanta la sartaSe baja la sarta para cargar el martillo

DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO, Version 3.0, Marzo 2001. Trad. V1-200245

C ada de 8

La G ravedad acelera la masa del B H A

C arrera del M artillo

E l Fluido pasa po r el co nducto

Tubera pegada

Impacto P ro ducido

Paso 1Paso 2Paso 3

Los Martillos Mecnicos producen el mismo tipo de golpe por efecto de aceleracin / desaceleracin que los hidrulicos, pero el mecanismo de disparo es dado por una pre-tensin caracterstica del martillo y adems no tiene demora de tiempo una vez que el mecanismo ha sido montado.

Un Martillo Acelerador puede ser ubicado por encima del Martillo de perforacin, generalmente entre los tubos Heavy-weight-drill-pipe, con el fin de intensificar el golpe que pueda producir el martillo. Cuando se baja la tubera para montar el martillo, se comprime una carga de gas (comnmente nitrgeno) y cuando el Martillo se dispara, la expansin del gas en el acelerador amplifica el efecto del martilleo. El martillo acelerador ofrece la ventaja de delimitar el movimiento de los drillcollars entre el mismo y el punto de pega, y minimiza el impacto en la tubera de perforacin y en el equipo de superficie al servir de amortiguador por medio de la compresin del gas.

Si con el martilleo no se puede soltar la tubera, el nico recurso es soltar la parte de tubera que an este libre (back off). Esto se consigue desenroscando la tubera en una conexin arriba del punto de pega. Este punto de pega se determina con una herramienta especializada de registros elctricos, y luego se baja una pequea carga explosiva a este punto para soltar la conexin. El resto de tubera que ha quedado abajo en el pozo, debe ser pescada, molida, o se puede desviar el pozo para poder continuar perforando.

2.3.5.4.6 Shock-Subs

Este se posiciona directamente sobre la broca cuando la dureza de la formaciones hacen golpear la broca sobre el fondo. Estn diseados para absorber estos impactos con el fin de prevenir daos en el resto de la sarta de perforacin. Esto se hace por medio de resortes o de empaques de caucho.

2.4 SISTEMA DE PREVENCIN DE REVENTONESDurante las operaciones normales de perforacin, la presin hidrosttica a una profundidad dada, ejercida por la columna de fluido de perforacin dentro del pozo, debe superar la presin de los fluidos de la formacin a esa misma profundidad. De esta forma se evita el flujo de los fluidos de formacin (influjo, patada, o kick) dentro del pozo.

Puede ocurrir sin embargo que la presin de los fluidos de formacin supere la presin hidrosttica de la columna de lodo. El fluido de formacin, sea agua, gas o aceite entrar dentro el pozo, y esto se conoce como patada de pozo.

Una patada de pozo se define como un influjo controlable en superficie de fluido de formacin dentro del pozo. Cuando dicho flujo se torna incontrolable en superficie esta patada de pozo se convierte en un reventn.

2.4.1 Conjunto de BOPs

Para evitar que ocurran los reventones, se necesita tener la forma de cerrar el pozo, de forma que el flujo de fluidos de formacin permanezca bajo control. Esto se consigue con un sistema de vlvulas preventoras (Blow Out Preventers) BOPs-, el cual es un conjunto de vlvulas preventoras y cierres anulares(spools) directamente conectado a la cabeza del pozo.

El conjunto de BOPs debe poder:- Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la superficie y exista el riesgo de una explosin.

Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.

Habilitar que pueda ser bombeado fluido de perforacin hacia el pozo, bajo condiciones controladas, para balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo).

Permitir movimiento de la sarta.

El tamao y distribucin de la BOP ser determinado por los riesgos previstos, por la proteccin requerida, adems del tamao y tipo de tuberas y revestimientos usados. Los requerimientos bsicos para una BOP son:

Debe haber suficiente revestimiento en el pozo que d un anclaje firme a la BOP.

Debe ser posible cerrar el pozo completamente, haya o no tubera dentro de l.

Cerrar el pozo debe ser un procedimiento simple y rpido, fcilmente realizable y comprensible por el personal de perforacin.

Deben existir lneas controlables a travs de las cuales la presin pueda ser aliviada en forma segura.

Deben existir maneras para circular fluido a travs de la sarta de perforacin y a travs del anular en forma que se pueda sacar el fluido de formacin del pozo, y de esta manera circular lodo de mayor densidad para balancear la presin de formacin y controlar el pozo.

Hay requerimientos adicionales para taladros flotantes, donde la BOP estar situada en el lecho del mar. En caso que el taladro deba abandonar temporalmente el sitio del pozo, debe haber los medios para cerrar completamente el pozo, sea descolgando o cortando algn tubo dentro del pozo. El Riser pueda entonces soltarse de la cabeza del pozo, permitiendo al taladro moverse a un lugar seguro pero pueda volver y reentrar al pozo despus.

Durante operaciones normales, el Riser, estar sujeto a movimientos laterales debido a las corrientes en el agua. La conexin del Riser a la BOP debe ser por medio de una junta escualizable (Ball Joint) para evitar el movimiento de la BOP:

Las BOPs tienen varios grados de presin de operacin, establecidos por el Instituto Americano del Petrleo (American Petroleum Institute)(API). El cual es igual al grado de presin de operacin ms bajo de cualquier elemento en la BOP. As, una BOP adecuada ser montada de acuerdo a la resistencia del revestimiento y a las presiones de formacin esperadas bajo la zapata del mismo. Las BOPs comnmente tienen grados de 5000, 10000 o 20000 psi.

2.4.2 Cerrando el Pozo

Esto se logra por medio de los rams, lo cual permite que el espacio anular o todo el pozo quede cerrado. Con o sin tubera dentro del pozo.

2.4.2.1 Vlvula preventora anular

n 3.0, Marzo 2001. Trad. V1-200247Esta es un sello reforzado de caucho o empaque rodeando el hueco del pozo. Cuando se le aplica presin este sello se cierra alrededor del tubo cerrando el espacio anular. Esta vlvula tiene la ventaja de poder ser aplicada progresivamente, y se cerrar sobre cualquier tamao o forma de tubera dentro del pozo. As de podr cerrar el pozo sin importar si se cierra sobre la Kelly, o sobre tubera de perforacin, o sobre drillcollars. Sin embargo esta capacidad no llega a cubrir algunas herramientas de perfil irregular como estabilizadores o drillcollars espiralados. La vlvula preventora anular permite tambin rotacin y movimiento vertical lentos de la sarta de perforacin manteniendo el espacio anular cerrado. Esto permite deslizar hacia dentro y hacia fuera la tubera mientras se est controlando el pozo.

DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO, Versio

DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001

Algunas vlvulas anulares son capaces hasta de cerrar completamente pozo sin tubera pero esta situacin acortara la vida del sello por lo tanto debe ser evitada.

2.4.2.2 Vlvulas RAM

Estas difieren de las anulares en que el sello de caucho es comparativamente mucho ms rgido y cierra solamente alrededor de formas predeterminadas. Estn hechas para cerrase sobre objetos especficos (como tubera de perforacin o de revestimiento) o sobre un hueco abierto (Blind Rams). Pueden estar equipadas con cuchillas que puedan cortar tubera y cerrarse completamente sellando el hueco abierto.(Shear/blind rams).

DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO, Version 3.0, Marzo 2001. Trad. V1-200248

Preventor anular

RAM

BOPs ubicadas bajo la mesa del taladro.

2.4.3 Cerrando las preventoras

Vlvulas RAM para tubera o revestimiento.

Aqu las caras del empaque de caucho estn moldeadas para sentar sobre el dimetro exterior dado de una tubera. Estas RAM cerrarn exactamente sobre dicha tubera, cerrando el anular. Si se est usando ms de un dimetro de tubera, la BOP debe incluir RAMs para cada uno de dichos dimetros.

Vlvulas RAM ciegas o de corte (Shear/blind rams)

Estas RAM, llegando desde lados opuestos, son para cerrar completamente el hueco. Pero si hay alguna tubera la aplastarn o cortarn si tienen instaladas las cuchillas de corte (shear Rams) Estas Shear Rams son usadas en BOPs submarinas de forma que el pozo pueda ser abandonado temporalmente. Las Blind RAMs son usadas ms generalmente en

Las preventoras se cierran hidrulicamente con fluido a presin. Si la BOP es accesible, como en taladros en tierra, los RAMs pueden tambin ser cerrados manualmente.

Los componentes bsicos de un sistema de preventoras son:

Bombas que suministren fluido a presin.

Un sistema de energa para mover dichas bombas.

Un fluido hidrulico adecuado para abrir y cerrar las preventoras.

Un sistema de control para dirigir y controlar el fluido.

Un sistema de presin para cuando las fuentes de energa normales fallen.

Fuentes de energa de respaldo.

Debe haber medios de almacenar el fluido hidrulico a presin y de llevar este a las preventoras. Debe tenerse en cuenta el hecho que las diferentes vlvulas pueden requerir diferentes presiones de operacin y que pueden requerir diferentes cantidades de fluido para abrir y cerrar segn el tamao de cada vlvula.

2.4.3.1 Acumuladores

ABCBotellas del Acumulador

Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presin, la totalidad de la cantidad de fluido hidrulico necesario para operar todos los componentes de la BOP y efectuar rpidamente los cierres requeridos. Se pueden conectar entre s con el fin de que suministren el volumen necesario. Estas botellas son pre-cargadas con nitrgeno comprimido (usualmente de 750 a 1000 psi). Cuando se introduce el fluido hidrulico, por medio de bombas elctricas, el nitrgeno se comprime aumentando su presin. Para asegurar la operacin de la vlvula preventora se disponen de varias fuentes de fluido a presin, para el caso de que alguna falle.

Similarmente, si se utilizan bombas movidas por electricidad o por aire para la unidad de cierre, debe haber ms de una fuente de electricidad o de aire para moverlas. Siempre debe haber un respaldo.

La presin de operacin de los acumuladores es tpicamente de 1500 a 3000 psi. Se asume que la presin mnima de operacin es de 1200 psi. Estas presiones determinarn la cantidad de fluido hidrulico que puede suministrar cada botella y as determinar el nmero de botellas necesario para operar la BOP.

Por ejemplo:

A. Precarga: Volumen de la botella = 40 Litros Presin de precarga =1000 psi

B. Mxima carga fluido: Presin =3000 psi Vol. N2 = 1000 x 40 /3000 = 13.33 lts

C. Presin mnima de operacin =1200 psi Vol. N2 = 1000 x 40 /1200 = 33.33 lts

Por lo tanto la cantidad de fluido til en cada botella del acumulador es = 33.33-13.33=20 lts.

Un mltiple de control, que consiste en reguladores y vlvulas, controla la direccin del flujo del fluido hidrulico a alta presin. El fluido ser dirigido a la vlvula o al ram correcto y los reguladores reducirn la presin del fluido hidrulico del acumulador a la presin de operacin de la BOP (generalmente en el rango de 500 a 1500 psi).

Todos los componentes del sistema de cerramiento, fuentes de fluido a presin, acumuladores, mltiple de control y panel de control deben estar situados a una distancia segura de la cabeza del pozo.

2.4.3.2 Panel de Control.

Normalmente debe haber ms de un panel de control. El panel principal estar localizado sobre la mesa del taladro, al alcance del perforador (generalmente en la casa del perro). Un panel auxiliar, se ubicar en un lugar ms seguro para el caso de que el de la mesa falle o no se pueda llegar hasta l, an se pueda control el pozo en forma segura.

El panel de control es operado por aire y normalmente dispondr de indicadores de aguja que muestren las otras presiones dentro del sistema como las de el acumulador, la del suministro de aire y la del preventor anular. El panel tambin tendr normalmente vlvulas de control para abrir o cerrar las preventoras, vlvulas para abrir o cerrar la lnea de choke y de matar el pozo(kill line) y una vlvula de control para ajustar la presin anular.

2.4.3.3 Distribucin de los RAMs en la BOP.

Generalmente, el preventor anular ir en la parte superior de la preventora. La mejor distribucin para los RAMs restantes depender de las operaciones que necesite efectuar.

Las posibilidades son que el Blind RAM vaya sobre los RAMs para tubera, o bajo los mismos, o entre ellos. Las operaciones posibles estarn entonces limitadas por el hecho de que el Blind RAM no puede cerrar el pozo si hay tubera en el hueco.

Con el Blind RAM en la posicin inferior, el pozo puede ser cerrado si no hay tubera dentro de l, y los dems RAMS pueden ser reemplazados o reparados en caso de necesidad. Sin se presenta un reventn sin tubera en el pozo, podra cerrarse el pozo y lograrse una reduccin de presin inyectando lodo dentro del pozo por debajo de los RAMs. Con un preventor anular encima, se puede bajar con tubera sosteniendo la presin cuando se abra el Blind RAM. La desventaja es que la tubera de perforacin no puede quedar suspendida en los RAMs y as matar el pozo por circulacin a travs de la sarta de perforacin.

Con los Blind RAM en la posicin superior , los RAM inferiores se pueden cerrar con tubera en el pozo, permitiendo que los Blind RAM sean sustituidos con RAM para tubera. Esto minimizara el desgaste en los RAM inferiores pues los superiores absorberan el desgaste por

el movimiento de la sarta por moverla con los RAM cerrados. La tubera de perforacin puede ser colgada de cualquiera de los RAM y cerrar completamente el pozo con los Blind RAM. La principal desventaja sera que el Blind RAM no se podra usar como Vlvula Maestra para permitir cambios o reparaciones por encima de ella.

2.4.3.4 Lneas para matar el pozo(Kill lines)

La distribucin de los RAM afectar el posicionamiento de las lneas para matar el pozo. Estas se ubicarn directamente bajo una o ms RAMs, de forma que cuando estas estn cerradas, se pueda dejar salir controladamente fluido a presin (lnea de choke). Esta lnea es llevada al mltiple de choke donde se podrn monitorear las presiones. Una vlvula de choke permite quelapresindereflujo(backpressure) aplicada al pozo pueda ser ajustada para

LNEA FLUJO

mantener el control.

Preventor ANULAR

Shear/Blind RAM

RAM Tubera 3

RAM Tubera 2

RAM Tubera 1

Tope revestimiento

Esquema simplificado de BOP

Choke + Kill lines.

Tambin permite una va alterna para bombear lodo o cemento dentro del pozo si no es posible circular a travs de la Kelly y la sarta de perforac