CONTROL DE REVENTONES

ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN EQUIPO DE BOP's

PREVENTORES ANULARESEn general la función específica de cada uno de los preventores anulares se reconoce por su denominación, a saber: BOP's rotativas, escurridores (stripper) de tubería, escurridores de cable de perfilaje, escurridores de varilla, prensaestopas y cabezas de circulación.Estos equipamientos permiten la extracción o rotación de la tubería, del cable de perfilaje o de las varillas de bombeo y cumplen la función a que su nombre hace referencia, mientras el pozo se encuentra bajo presión. El packer es lo suficientemente flexible como para expandirse y contraerse de manera de adecuarse al tamaño y forma del elemento que se encuentra en el pozo. Mientras se mantenga la flexibilidad, es importante asegurarse de que las uniones de tubería (cuplas), los portamechas y otras conexiones se extraigan lentamente para evitar una falla prematura del empaquetador. Se accionan en forma manual, hidráulica o presentan un empaquetador asegurado en forma permanente que se encuentre siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo. Además, muchos modelos están equipados con alojamientos para cuñas.

ELEMENTOS EMPAQUETADORESEl empaquetador o elemento sellador, tanto de los preventores anulares como los de tipo ram, se presentan en diferentes medidas y presiones nominales. Están hechos de un caucho de alta ductilidad o de un material tipo caucho que por lo general, se moldea alrededor de una serie de lengüetas de acero, las cuales fortalecen y refuerzan el material utilizado.Los empaquetadores packer más comunes son de caucho natural, caucho nitrilo (buna−n), o neopreno. Estos compuestos están preparados para diferentes situaciones tales como: frío intenso, gas agrio y medios ambientes corrosivos.

PREVENTORES TIPO RAMLas ram de tubería son el constituyente básico del BOP. La confiabilidad de las ram se debe en parte a la simplicidad y en parte al esfuerzo puesto en su diseño. El preventor ram es un bloque de acero que se recorta de manera de adecuarse al tamaño de la tubería alrededor de la cual va a cerrarse. En el recorte que cierra la ram alrededor de la tubería, se encuentra una empaquetadura de caucho autoalimentable. Además, existe otro empaquetador de caucho similar (sello superior) en la parte de arriba de la ram que sella la parte superior del alojamiento de la ram en el cuerpo del preventor y así aísla de la presión del espacio anular.La ram viene en diferentes medidas y presiones nominales. Los BOP de ram pueden consistir desde juegos manuales simples de un solo juego de rams a cupos de múltiples rams. Los de ram simples, pueden tener un vástago pulido que se cierra al hacer girar las manijas que se encuentran a cada lado, y permite atornillar las ram hacia adentro y alrededor de la tubería. Pueden encontrarse conjuntos completos de múltiples rams alojados en un único cuerpo y se operan por control remoto de presión hidráulica.Las rams de la mayoría de los sistemas de BOP se cierran a través de pistones hidráulicos. El vástago de pistón esta aislado de la presión del pozo por medio de sellos. Muchas ram también tienen un sello auxiliar plástico que puede energizarse para sellar sobre el vástago del pistón en caso de fallar el sello principal.

Algunos sistemas de cierre de BOP de ram emplean un gato tipo tornillo para cerrar el preventor, sin embargo, por lo general, las normas establecen que los sistemas de BOP deben funcionar por sistema hidráulico. En caso de fallas en este sistema, la mayoría de las rams no pueden cerrarse en forma manual, salvo que estén equipadas con un sistema hidráulico de traba de ram. Una vez cerrados, la mayoría de las rams pueden ser trabadas (aseguradas) por sistemas de cierre hidráulico o manuales (volante).La mayor parte de las rams están diseñadas de manera tal que permiten sellar la presión que proviene solo del lado inferior. Esto significa que al colocarla en posición invertida, la ram no va a mantener la presión, además no se podrá probar la presión desde el lado superior. Por consiguiente, debe tenerse sumo cuidado al armar un conjunto, ya que se deben ubicar con el lado correcto hacia arriba. El nombre del fabricante deberá figurar en la parte superior en posición normal. Tanto las aberturas de circulación como las bocas de salida laterales deben estar por debajo del alojamiento de la ram.

RAM DE TUBERIAEstas ram están preparadas para cerrar sobre la tubería. La ventaja y limitación fundamental de una ram de tubería es el recorte de medio circulo en el cuerpo de la ram. La finalidad del recorte es poder cerrar y proveer un buen sellado alrededor de una tubería de tamaño o diámetro particular.La mayoría de las rams cuentan con guías para cerrar la tubería. El recorte del cuerpo de la ram se adapta casi perfectamente a la circunferencia de la tubería. Mientras que puede cerrarse alrededor de la tubería que presenta una pequeña conicidad, no se cerrará alrededor de una unión de tubería sin dañarla o dañar la cara del cierre de la ram. Debe tenerse mucho cuidado al cerrar la ram que se encuentra cerca de la unión, es especial con barras de sondeo de aluminio, ya que estas tienen un recalque de mayor tamaño y longitud que las deacero.

RAM CIEGAS (BLIND RAM)Las rams ciegas o de cierre total son una clase especial de rams de tubería que no presenta el recorte de tubería en el cuerpo de la ram. Las rams ciegas cuentan con elementos empaquetadores de buen tamaño y están diseñadas para cerrar sobre el pozo abierto. Cuando se prueban, debe hacerse a la máxima presión de trabajo.

RAMS DE CORTE (SHEAR RAM)Son otra clase de ram de tubería que tienen hojas filosas especiales para cortar tubulares (tubing, barras de sondeo, portamechas, etc.) dependiendo del tipo de ram de corte y del tubular a cortar, deberán utilizarse presiones mas elevadas que las reguladas normalmente y/o potenciadores (booster) hidráulicos. Las rams de corte tienen tolerancias de cierre pequeñas.En el momento de probar su funcionamiento, no deben cerrarse bruscamente haciendo uso de una sobre presión elevada, sino a través de una presión reducida aproximadamente 200psi. Cuando se prueban las rams de corte, el material de la empaquetadura se destruye.Dado que el volumen de las empaquetaduras de las rams de corte es pequeño, muy pocos ensayos de presión pueden llevarse a cabo y conservar la capacidad de sello. No se deben efectuar ensayos de presión de las rams de corte mas de lo necesario.

RAMS CIEGAS/DE CORTE (BLIND/SHEAR RAM)Estas combinan las ventajas de las ciegas o de cierre de pozo abierto con las cortadoras. Tienen la ventaja adicional de cortar la tubería para luego proceder a sellar la abertura del pozo. Otra condición favorable de las rams ciegas/de corte es el espacio que se gana al utilizar un solo juego en lugar de dos para realizar las tareas necesarias.

RAMS DE DIAMETRO VARIABLE (VBR)Estas sellan sobre distintos diámetros de tubería o vástagos hexagonales. También pueden servir como ram primaria para un diámetro de tubería y de reserva o alternativo para otro diámetro distinto. En aquellos pozos con columnas de diámetros combinados en los que el espacio resulta muy importante, pueden utilizarse rams de diámetro variable. Además, la colocación de un juego de rams de diámetro de variable en el preventor evita un viaje de ida y vuelta del conjunto submarino de BOP. Esto se debe a que no es necesario cambiar las rams al utilizar columnas de tubería de diferentes tamaños.El empaque contiene inserciones reforzadas de acero similares a las del empaquetador del BOP anular. Estas inserciones rotan hacia adentro al cerrar las rams, de esta manera, el acero provee el soporte necesario para el caucho que sella la tubería. En los ensayos estándar de fatiga, las empaquetaduras (gomas) de rams de diámetro variable se desempeñan en forma comparable a los empaquetadores de ram de tubería. Las rams de diámetro variable son adecuadas para servicio en H2S.· Mantenimiento PreventivoPor lo general, la mayor parte de las rams de los preventores cierran normalmente con una presión de 500psi, esta no debe modificarse arbitrariamente. No se debe probar el funcionamiento de las rams de tubería sin haber colocado en los preventores la tubería de tamaño correspondiente para evitar daños.Al cambiar las empaquetaduras de las rams, recordar que la mayoría de los problemas surgen por cierres y sellos de bonete o compuerta inadecuados. Es importante inspeccionar y reemplazar estos sellos todas las veces que sea necesario, cada vez que se cambien las rams.Tanto las barras de tubería como el tubing pueden moverse a través de las rams accionadas. Para ellos la presión de cierre debe reducirse hasta los 200 o 300psi para disminuir el desgaste de la superficie de la empaquetadura. Tomando en cuenta que la presión de accionamiento de las rams de tubería es reforzada en varios grados por la acción de la presión del pozo y que las rams de cierre tienen diferentes tamaños, entonces resulta necesaria regular la presión de operación de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Debe minimizarse el movimiento de la tubería a través de las rams de tubería, en particular los cambios bruscos de dirección de movimiento.

UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESIONAl producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo lo mas rápido posible para evitar una surgenca mayor.En general, los sistemas manuales son más lentos que las unidades hidráulicas y pueden permitir mayores volúmenes de entrada de fluidos.Se han probado bombas de inyección, aire del equipo y bombas hidráulicas como unidades de cierre, y todos han dado resultados poco satisfactorios. Los sistemas de acumuladores hidráulicos son las primeras unidades de cierre en dar buenos resultados. La finalidad del acumulador es proveer una forma rápida, confiable y practica de cerrar los BOP en caso de surgencia. Dada la importancia del factor confiabilidad, los sistemas de cierre poseen bombas extra y volumen en exceso de fluido, al igual que sistemas alternativos o de reserva.Hoy en día, el equipo estándar utiliza un fluido de control que puede consistir en un aceite hidráulico o en una mezcla especial de productos químicos y agua que se almacenan en botellones o cilindros de acumulador a3000 Psi. Una cantidad superficie de fluido se almacena bajo presión para que todos los componentes del conjunto BOP puedan funcionar con presión y además mantener siempre una reserva de seguridad. A medida que disminuye la presión en los botellones del acumulador, las bombas de aire o eléctricas instaladas para recargar la unidad, arrancan en forma automática.3En condiciones ambientales muy frías, debe tenerse cuidado de que la temperatura del sistema acumulador no llegue a bajo cero, ya que los elementos de caucho que se encuentran en su interior, tales como las cámaras

(bladder), puedan cristalizarse y reventar.Debe realizarse un servicio de mantenimiento del sistema básico del acumulador, por lo menos cada treinta días (o cada pozo).

Requisitos de VolumenEl sistema del acumulador debe tener capacidad suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Existen varios métodos estándar para calcular el volumen necesario. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema acumulador de manera de poder operar la columna y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno. Una rápida estimación de un sistema típico de 3000psi se realiza utilizando la mitad del volumen de los botellones del acumulador.

Fluidos de Carga del AcumuladorEl fluido utilizado para el acumulador debe ser un lubricante anticorrosivo, antiespumoso y resistente al fuego y a las condiciones climáticas adversas. Además, el ablandamiento o resquebrajamiento de los elementos selladores de caucho. El aceite hidráulico posee estas características.Una mezcla de agua dulce y aceite soluble (con etileno glicolpar temperaturas bajas) también puede dar buenos resultados. La mezcla de aceite soluble y agua parece tener algunas ventajas: es menos costosa y no es contaminante; por ello, se prefiere esa mezcla antes que el aceite hidráulico. En climas templados, puede acumularse en el sistema bacterias, algas y hongos; por tanto se agregan productos químicos para impedir el desarrollo de estos organismos de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. El uso de aceites inadecuados o de aguas corrosivas puede dañar el acumulador y los elementos de cierre del conjunto de BOP.

MANIFOLD DE AHOGOEl manifold de ahogo sirve para facilitar la circulación desde el conjunto de BOP bajo una presión controlada.Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los estranguladores o reparar las válvulas.

ESTRANGULADORESEl estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos. Al restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que provee un método del control del caudal del flujo y de la presión de pozo.Los estranguladores utilizados para el control de pozo (estranguladores de lodo) tienen un diseño algo diferente de los de producción de gas y petróleo. Por lo general, es estrangulador de producción no resulta adecuado. Esto se debe a que no esta preparado para soportar el flujo del fluido abrasivo que sale a la superficie durante una surgencia de pozo. Mientras que para algunos controles de pozo se utilizan estranguladores ajustables convencionales (manuales) (válvula aguja manual), en la mayoría de los controles de presión se utilizan estranguladores ajustables a control remoto.

Estrangulador Fijo (Porta orificio)Los estranguladores pueden ser positivos (fijos) o ajustables. Los estranguladores fijos normalmente tienen alojamiento portaorificio en su interior para permitir la instalación o cambio de orificios calibrados.

Estrangulador AjustableEstos pueden ser de accionamiento manual o remoto para variar el tamaño de pasaje.Estrangulador Manual Ajustable. (Válvula aguja) el tipo básico de estrangulador es el manual ajustable.Posee un vástago (aguja) y asiento cónicos. A medida que el vástago se acerca al asiento, disminuye es espacio anular y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor contrapresion en el pozo.

Estrangulador Ajustable a Control Remoto. (choke hidráulico). Los estranguladores ajustables a control remoto tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas y controlar la posición relativa de apertura del estrangulador desde la consola; son adecuados para servicio H2S. El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como válvula. El mecanismo de operación es un conjunto decilindros de doble acción que ponen en funcionamiento un piñón y cremallera que giran la placa superior del estrangulador. Los estranguladores son aptos para operaciones de ahogo de pozo. Las limitaciones básicas aplicables son que el estrangulador no es de utilización frecuente, por lo que tiende a engranarse, perder el manómetro y tener los contadores de bomba desconectados. Todos esos inconvenientes pueden solucionarse utilizando el estrangulador y verificando la operación del panel, al menos una vez por semana.

CONSIDERACIONES GENERALESLas siguientes consideraciones deben tenerse en cuenta cuando se está seleccionando un equipo de control de pozo:

· Los equipos serán seleccionados para resistir la máxima presión de superficie anticipada;Las preventoras de reventón consistirán en un equipo controlado remotamente capaz de cerrar el pozo con o sin la tubería en el hueco;· Soldado, rebordado, en las conexiones del eje son obligatorias en todos los sistemas de presiones superiores a 13,800 kPa (2000 psi) como adaptador para las conexiones enroscadas;· En algunas áreas puede requerirse el equipo de control de pozo adecuado para el servicio pesado; en tales casos en que la alta presión se presenta, los sistemas de BOP deben consistir en materiales metálicos resistentes al agrietamiento por falla sulfito.· Las líneas dedicadas a matar no deben ser más pequeñas que 2 nominales y se ajustarán con dos válvulas y un NRV. Las líneas de choque no deben ser más pequeñas que 3 a través del taladro y será conectado con dos válvulas al BOP donde la válvula exterior será operada hidráulicamente. Cuando las líneas de matar y las de choke son empleadas, dichas líneas no deben ser más pequeñas que 3 a lo largo del taladro y las válvulas exteriores de cada línea deben ser operadas hidáulicamente.· Durante las operaciones de perforación y workover, los rams blind/shear deben ser proporcionados en la BOP. La ram blind/shear debe siempre ser capaz de cortar la tubería de perforación/tubería de producción en uso bajo las condiciones de sin−carga y seguidamente proporciona un sello apropiado:· Los sistemas de cierre de superficie de BOP deben ser capaces de cerrar cada preventora ram dentro de 30 segundos; El tiempo de cierre no debe exceder los 30 segundos para los preventores anulares más pequeños que 508 mm (20) y 45 segundos para los preventores anulares de 508 mm (20) y más;· Los sistemas BOP's de cierre de superficie deben ser capaces de cerrar cada preventora ram dentro de 45 segundos. El tiempo de cerrado no debe exceder 60 segundos para las preventoras anulares;· Todas las operaciones centrales y remotas deben manejarse desde el tablero de control, todo el tiempo, estando en posición abierta o cerrada, y es libre de moverse en cualquier posición. La palanca de operación de la shear ram no debe ser cerrada con llave;· Todas las líneas de operación y conexiones extras que no son usadas en el sistema deben ser bloqueadas apropiadamente con tapones ciegos como una unidad de operación hidráulica;· Todas las cuatro válvulas o deben estar en una de las dos posiciones, completamente abierta o completamente cerrada, como es requerido; ellas no deben estar bloqueadas a la izquierda o en la posición del centro.

INSTALACION DEL CONJUNTO DE BOP

Existen algunas reglas generales de instalación destinada a mejorar la operación y verificación del conjunto.Al instalar el sistema, se debe verificar cada preventor para asegurar que la inscripción que aparece en la pieza forjada se encuentre cabeza arriba. Las aberturas de circulación de las rams, si hubiera deben ubicarse en la parte inferior de la ram. Se debe tener precaución en el modo de levantar la unidad. Una oscilación inadecuada del sistema podría lastimar a alguien, dañar el equipo y dificultar su correcto apoyo o alineación.

Se deben limpiar las ranuras de alojamiento de los aros y/o superficies de empalme con trapos limpios, agua y jabón. Los cepillos y raspadores de alambre pueden rayar las superficies de empalme y alojamientos de aros, afectando la prueba del conjunto. Deben identificarse los orificios hidráulicos de abertura y cierre y mantenerse limpios. Basura y suciedad en el sistema hidráulico pueden causar la falla en el sistema.

BRIDAS Y AROSLos puntos de conexión son siempre el punto débil en sistemas de tuberías o válvulas, el BOP no es la excepción. Las bridas y aros de sello reciben un trato indebido durante el proceso de armado del equipo que puede dar lugar a fallas en pruebas de presión posteriores. Probablemente las fallas principales sean raspones en los anillos, alojamientos y superficies de empalme producidos durante el armado y limpieza en el proceso de instalación. Se debe evitar que la dotación utilice cepillos de alambre o raspadores sobre las superficies de unión y ranuras de alojamientos de aros. Las malas aislaciones afectan la prueba de presión y provocan el desarme del conjunto, y podrán causar así mismo cortes por lavadura en las conexiones.Con frecuencia la dotación no tiene en cuenta la importancia de mantener ajustadas las tuercas en las bridas, pero nada reemplaza el reajustado. La conexión grampa API no es tan resistente como la conexión brida API equivalente, ni tiene la misma capacidad de tensión, arqueo o carga combinada. Sin embargo, existen diseños de conexiones de tipo de grampa o engrampe que pueden ser iguales o superiores a la conexión de bridas API en carga combinada.Los espárragos de bridas en las cabezas de pozo son especialmente críticos en los conjuntos de BOP en plataformas (jackup) de aguas profundas. Esto se debe a que el movimiento de la extensa tubería conductora hasta el fondo del mar tiene restringido el extremo superior por el empalme del conjunto de BOP al equipo.En cualquier equipo, el conjunto de BOP esta amarrado a la base del equipo, pueden actuar fuerzas tremendas contra la brida de cabeza de pozo donde se concentra toda la curvatura. Se debe amarrar también el casing conductor contra el equipo siempre que sea posible.

CENTRADO DEL CONJUNTO DE BOPCentrar el BOP no es tarea sencilla. El movimiento, asentamiento o inclinación del equipo pueden descentrar al BOP. El efecto no repercute de inmediato porque las rams y la preventora anular cierran y pueden8ensayarse. Sin embargo, el daño a largo plazo puede ser severo. Puede derivar en un desgaste excéntrico del conjunto, ram y caras del empaque anular. Puede ocurrir también un desgaste del casing y la cabeza de pozo.Un daño menor puede no afectar la aislacion durante una prueba, pero siempre existe la posibilidad de daños mayores y de que la válvula no cierre durante una surgencia. Además, la reparación del conjunto implica un trabajo prolongado y costoso. En general, el empleo de anillos o bujes de desgaste minimiza el daño interno.

CONEXIONES DE ESTRANGULADOR Y LÍNEAS DE AHOGOLas conexiones de alta presión dentro del conjunto de BOP son un punto débil que debe verificarse y volver a revisarse. Los problemas más comunes incluyen el uso de niples demasiado livianos, aros de sellos sucios, superficies de empalme dañadas, tuercas flojas, y niples o tuberías largas mal soportadas.Otro inconveniente es el uso de mangueras de baja presión cuando no hay suficiente lugar disponible para cañerías de acero. Esta situación es doblemente perjudicial, por cuanto el exceso de curvas en la tubería o el uso de curvas en situaciones de alta presión no es una practica recomendable. Esto resulta especialmente riesgoso cuando la línea involucrada es la del estrangulador.

LINEA DE LLENADODebe incluirse una línea de llenado sobre la válvula superior del conjunto de BOP, el objetivo de esta línea, como su nombre lo indica, será llenar el pozo durante las carreras y períodos de circulación. Si bien el mantenimiento de esta línea es ligero, si se deja fluido en ella, puede producirse un tapón o dañarse las líneas por efecto de fluidos corrosivos.

LINEAS DE MATAR EL POZO (KILL LINE)

Esta línea se utiliza para bombear el lodo para controlar o matar el pozo en caso deuna surgencia, esta compuesta mínimo por:

(2) válvulas de compuerta(gate valves) de sellos metal - metal y apertura plena y dela misma presión nominal que las preventoras, si es posible una de accionamientohidráulico.

(1) Válvula cheque, se debe evitar este tipo de válvulas, ya que el sello se deterioracon la presencia de los fluidos del pozo y de trabajo.

Línea de alta presión que une el Stand pipe y la válvula cheque.Esta línea de matar el pozo debe estar instalada en el espaciador, también puede ser instalada en el cuerpo de las preventoras si estas disponen de entradas laterales ysiempre se debe instalar debajo de la última sección de arietes, nunca se debe instalar en el cabezal del pozo.

“Todos los arreglos superficiales deben incorporar al menos un choke line y un killline, los cuales estarán instalados en la salida más baja de arietes en la BOP.

El choke line y kill line deben ser usados solo para pruebas de presión o monitoreodel pozo. Todos los arreglos deben tener doble válvula full opening en cada chocke line y killline. La válvula

externa del chocke line debe ser accionada remotamente. La válvulaexterna del kill line debe ser también accionada remotamente o ser una válvulacheque.

Las válvulas hidráulicas remotas deben permanecer cerradas y las manualesabiertas. Las válvulas manuales deben estar en la parte externa del arreglo.

SISTEMA DEL CONTROL DE SOLIDOS

El fluido de perforación que retorna a superficie del pozo contiene generalmente: recortes, sólidos de la formación, otras partículas y algunas veces hidrocarburos, etc.Todos estos contaminantes deben ser removidos del lodo antes de ser recirculado.También deben añadirse al lodo aditivos químicos y arcillas para mantener las propiedades requeridas. El quipo necesario para todas estas funciones se presenta en la figura 1 y se listan y describen a continuación.

Figura Nº 1. Equipo de Acondicionamiento de Lodo (Circuito del Lodo)

CLASIFICACIÓN DE LOS TAMAÑOS DE LAS PARTÍCULAS:

El tamaño de las partículas puede clasificarse en las siguientes categorías, en conformidad con su tamaño.De acuerdo al tamaño de los sólidos se disponen de equipos de separación de estos sólidos, lo que viene a constituir la unidad de control de sólidos. Unidad que esta conformada normalmente por los siguientes equipos:1. Zaranda2. Hidrociclones y3. Centrifugas rotativas

ZARANDA (SHALE SHAKER)

Figura : Partes de la Zaranda

Las zarandas son los dispositivos de control de sólidos más importantes, consistentes en mallas vibratorias separadoras, usadas para eliminar los recortes del lodo (verFigura ).Las zarandas pueden ser descritas usando los siguientes términos:Malla: esta se refiere al número de aberturas por pulgada lineal. Por ejemplo, una malla “cuadrada” de malla 30 x 30 tiene 30 aberturas a lo largo de una línea de 1 pulgada en ambas direcciones. Una malla “oblonga” (abertura rectangular) de malla 70 x 30 tendrá 70 aberturas a lo largo de una línea de 1 pulgada en una dirección, y 30 aberturas en una línea perpendicular de 1 pulgada (Figura Nº 3a).Eficiencia de separación o punto de corte: Un punto de corte D50 de 40 micrones significa que 50% de las partículas de 40 micrones han sido eliminadas y que 50% permanecen en el sistema de lodo.Área abierta: es el área no ocupada por los alambres. Una malla 80 con un área abierta de 46% manejará un volumen de lodo más grande que una malla 80 que tiene un área abierta de 33%.

Figura Nº 3a: Malla de tres capas y dos capas

Fuerza “g”: esta es una aceleración igual a la fuerza de gravedad y se define según la siguiente ecuación:Mientras mas grade sea el valor de la fuerza “g” mejor será la separación de sólidos, pero esto reducirá la vida de la malla. El tensionamiento de la malla es crítica para mallas de elevada fuerza “g”.

TANQUE DE ASENTAMIENTO O TRAMPA DE ARENA

Es el primer tanque que recibe el lodo, luego que este abandona la zaranda. El fondo de este tipo de tanques tienen generalmente una pendiente para ayudar a la precipitación de los sólidos; sólidos que son descartados periódicamente a través de las válvulas de descarga (figura 1).Cabe señalar que los tanques de asentamiento casi nunca son usados en operaciones modernas de perforación, sin embargo pueden ser utilizados de vez en cuando.

HIDROCICLONES

Los hidrociclones se utilizan para separar los sólidos más pequeños que los retenidos por la zaranda vibratoria y utilizan la acción de la fuerza centrifuga. El lodo es introducido a presión y tangencialmente en un cono, de tal forma de crear un movimiento rotacional; esto permite que las partículas sólidas sean desplazadas hacia la pared interior del cono, donde se irán moviendo hacia su parte inferior para finalmente ser expulsadas al exterior. El líquido mientras tanto es impulsado hacia arriba por donde descarga. Una pequeña parte de liquido siempre abandona el cono por la parte inferior junto con los sólidos, pero debe tratarse que sea la menor cantidad posible.

FIGURA: HIDROCICLON

DESARENADOR (DESANDER)

Los desarenadores se componen de una batería de conos de 6 ó más pulgadas. Aunque los desarenadores pueden procesar grandes volúmenes de lodo por un cono único, el tamaño mínimo de partículas que se puede remover está en la gama de los 40 micrones (con conos de 6 pulgadas).

Diámetro cono 12” Remueven sólidos entre 74 y 40 μ Procesan entre 500 y 1500 gal/min, soportan una presion de 25 a 35 psi y un peso del lodo de 9.0

lb/gal

Configuración Vertical o Inclinada

Tanto el desarenador como el desilter separan sólidos en un hidrociclón, en cual se hace rotar al fluido para separar el contenido de sólidos por fuerza centrifuga, como se ilustra en la figura 4.

Se necesita usar un desarenador (figuras 5a y 5b) para impedir la sobrecarga de losdeslimadores. En general se usa un hidrociclón de 6 pulgadas de diámetro interior (DI) o más grande, con una unidad compuesta de dos hidrociclones de 12 pulgadas, cada uno de los cuales suele tener una capacidad de 500 gpm.Los grandes hidrociclones desarenadores tienen la ventaja de ofrecer una alta capacidad volumétrica (caudal) por hidrociclón, pero tienen el inconveniente de realizar grandes cortes de tamaño de partícula comprendidos en el rango de 45 a 74 micrones.Para obtener resultados eficaces, un desarenador debe ser instalado con la presión de“cabeza” apropiada.

5a desander inclinado 5b desander vertical Figura 5: Desarenadores

DESLIMADOR (DESILTER)

Los desarcilladores se componen de una batería de conos de 4 pulgadas o menos. Dependiendo del tamaño del cono se puede obtener un corte de tamaño de partículas de entre 6 y 40 micrones.

Diámetro cono 4” Remueven sólidos entre 40 y 25 micrones Procesan entre 600 y 1500 gal/min, 45 psi y lodo de 9.0 lb/gal Configuración Vertical Aplicables en lodos pesados y Livianos

Para lograr la máxima eficiencia y evitar la sobrecarga del deslimador, todo el flujo debería ser desarenado antes de ser deslimizado. En general se usa un hidrociclón de 4 pulgadas de DI para deslimizar, con una unidad que contiene 12 o más hidrociclones de 4 pulgadas, cada uno de los cuales suele tener una capacidad de 75 gpm. La capacidad volumétrica apropiada para los deslimadores y los desarenadores

debería ser igual a 125 - 150% de la velocidad de circulación. Los pozos de gran diámetro requieren un mayor número de hidrociclones. Un hidrociclón de 4 pulgadas bien diseñado y operado correctamente tendrá un punto de corte D90 de aproximadamente 40 micrones. Como la barita cae dentro del mismo rango de tamaños que el limo, también será separada del sistema de lodo por un deslimador, recuperándose los agentes densificantes. Por este motivo, los deslimadores se usan muy poco en los lodos densificados de más de 12,5 lb/gal. Los deslimadores y desarenadores son usados principalmente durante la perforación del pozo de superficie y cuando se usan lodos no densificados de baja densidad

Figura : Deslimador

LIMPIADORES DE LODO (MUD CLEANER)

Un limpiador de lodo es básicamente un deslimador montado sobre una zaranda de malla vibratoria, generalmente 12 o más hidrociclones de 4 pulgadas sobre una zaranda de alta energía con malla de entramado muy fino (ver Figura 7). Un limpiador de lodo separa los sólidos perforados de tamaño de arena del lodo, pero retiene la barita. Primero, el limpiador de lodo procesa el lodo a través del deslimador y luego separa la descarga a través de una zaranda de malla fina. El lodo y los sólidos que pasan a través de la malla (tamaño de corte variable según el entramado de la malla) son guardados y los sólidos más grandes retenidos por la malla son desechados.De acuerdo con las especificaciones de API, 97% de las partículas de Barita tienen un tamaño inferior a 74 micrones; por lo tanto, la mayor parte de la barita será descargada por los hidrociclones y pasará a través de la malla para ser devuelta al sistema. En realidad, un limpiador de lodo desarena un lodo densificado y sirve de respaldo para las zarandas. Las mallas de los limpiadores de lodo pueden variar en tamaño de malla 120 a 325. Para que un limpiador de lodo constituya un dispositivo eficaz de control de sólidos, el tamaño de la malla debe ser más fino que el tamaño de las mallas de las zarandas.

Figura : Limpiadores de Lodo (Mud Cleaner)

Aunque la remoción de sólidos perforados y la recuperación de la Barita constituyan los usos más comunes del limpiador de lodo, la recuperación de las fases líquidas costosas (sintéticos, aceites, sal saturada, KCl, etc.) junto con la barita, reducirá los costos del lodo.Además, el material desechado por la malla vibratoria es considerablemente más seco, por lo tanto, en muchos casos, el volumen reducido y la sequedad del material desechado reducirán los costos de eliminación. Si las mallas de las zarandas de entramado fino de malla 200 o menos están funcionando correctamente y ningún lodo está contorneando las zarandas, es posible que el uso de un limpiador de lodo no aporte ninguna ventaja adicional.

CENTRIFUGA

Figura : Perfil transversal de una centrifuga decantadora

Como con los hidrociclones, las centrífugas de tipo decantador aumentan las fuerzas que causan la separación de los sólidos al aumentar la fuerza centrífuga. Son capaces de separar sólidos del orden de los 10 micrones de tamaño.La centrífuga decantadora (Figura 8) se compone de un tazón cónico (Bowl) de acero horizontal que gira a una gran velocidad, con un tornillo transportador helicoidal en su interior. Este tornillo transportador gira en la misma dirección que el tazón exterior, pero a una velocidad ligeramente más lenta. La alta velocidad

rotacional fuerza los sólidos contra la pared interior del tazón y el tornillo transportador los empuja hacia el extremo, donde son descargados.La centrifuga suele usarse para la recuperación de Barita y en fluidos de perforación no densificados la centrifuga es normalmente usada para la recuperación del liquido.

DESGASIFICADORLa recirculación del gas entrampado en el lodo podría resultar peligrosa y causaría un decremento en la eficiencia de bombeo, lo que provocaría una disminución en la presión hidrostática y por lo tanto, menor capacidad de contener la presión de formación.El gas entrampado podría no ser eliminado del todo luego que el lodo ha pasado la zaranda y los hidrociclones. En este caso se tendría la necesidad de pasar el lodo a través de un desgasificador. Dos desgasificadotes son generalmente empleados:• Separadores Gas-Lodo• Desgasificadores al vacío (figura 9a y 9b)Un separador Gas-Lodo es preferible para un manejo seguro de altas presiones de gas y flujos de lodo cuando se tiene una surgencia. Los desgasificadores al vacío son mas apropiados para la separación de gas entrampado, el cual aparece como espuma en la superficie del lodo.

Figura : Desgasificador al vacío

Figura : Desgasificador al vacío Swaco

MEZCLADOR ( JET HOPPER)El mezclador de mayor uso común es el “jet hopper” (figura 10). Originalmente este fue desarrollado para el mezclado de cemento y agua para la cementación de pozos.Ahora este es usado para la adición de material al lodo de perforación y así lograr las propiedades físicas y químicas deseadas para el lodo. En operación, una bomba mezcladora o centrifuga circula el lodo de los tanques a través de la tolva a chorro (jet hopper) y de vuelta al tanque de lodo.

Figura : Jet hopper o tolva a chorro

Cabe señalar que la tolva no es usada para la mezcla de ciertos químicos (por la peligrosidad de su manipuleo), como por ejemplo soda cáustica (hidróxido que será preparado en el tanque químico)

TANQUE DE SUCCIÓNEl fluido de perforación es almacenado y mezclado en el tanque de succión (Figura Nº1) antes de retornar a las bombas de lodo para ser recirculado a través del pozo.

PISTOLAS DE LODO (MUD GUNS)

Las pistolas de lodo (Figura Nº 11) son útiles para mantener el lodo mezclado y compartir el flujo de tanques. Sin embargo estos dispositivos pueden bajar la eficiencia del sistema de control de sólidos si son instalados incorrectamente.Existen dos tipos de pistolas de lodos:1 De alta presión (3000 a 6000 psi), operadas por una bomba de la torre.2 De baja presión, operadas por una bomba centrifuga.

Figura : Pistolas de Lodo

AGITADORESEstas deben ser adecuadamente instaladas, posicionadas y contar con un adecuado suministro de energía, y así evitar la sedimentación en las esquinas de los tanques.Los agitadores son preferidos a las pistolas de lodo.

3. COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN.

3.1 Generalidades

Existen muchos componentes que hacen parte de la sarta de perforación, como se muestra en esta gráfica.

3.2. Tubería de Perforación “Drill Pipe” (DP).

La tubería de perforación “drill pipe” es bastante fuerte, aunque relativamente liviana. Los miembros de la cuadrilla conectan la sarta de drill pipe a un top drive o a la kelly. El drill pipe conforma la parte superior de la sarta de perforación “drill string”. Usualmente la tubería de perforación rota, lo cual hace que la broca también rote. Cada sección de drill pipe se denomina junta “joint”. Los miembros de la cuadrilla conectan o enroscan varias juntas de drill pipe colocándolas dentro del hueco a medida que la broca rota.

3.3. Especificaciones del Drill Pipe.

La tubería de perforación “drill pipe” al igual que otros tubulares, puede ser especificada de acuerdo con las siguientes características:1. Diámetro “Diameter”.2. Grado o resistencia “Grades or strength”.3. Peso “Weight”.

4. Longitud “Length”.

El diámetro “diameter”, peso “weight” y la resistencia “strength” usados dependen del tamaño del hueco, la profundidad del hueco y las propiedades del pozo.

En los libros o tally de tubería que se llevan en los taladros aparecen estas especificaciones.

La tubería de perforación “Drill pipe” usualmente se puede conseguir en tres rangos de longitud:

Rango “Range”Longitud “Length”

Pies “Feet” Metros “Meters”Rango uno “Range one” 18 - 22 5.5 – 6.7Rango dos “Range two” 27 - 30 8.2 – 9.1

Rango tres “Range three” 38 - 45 11.6 – 13.7El rango más común es el dos: 27 –30 ft (8.2 – 9.1 m).

Ya que el pozo puede tener una profundidad de miles de pies, los miembros de la cuadrilla pueden tener que conectar cientos de juntas de drill pipe.

El diámetro del drill pipe puede ser tan pequeño como 2 3/8” (60.3 mm). Este tamaño de drill pipe pesa 4.85 #/ft (7.22 Kg/m).

El drill pipe puede tener un diámetro tan grande como 6 5/8” (168.3 mm). Este tipo de drill pipe pesa 27.60 #/ft (41.21 Kg/m). Sin embargo, el drill pipe de 5” (127 mm) es uno de los más comunes. Pesa 19 ½ #/ft (9.01 Kg/m).

Normal drill pipe grades are: (Los tamaños normales de drill pipe son:)

1. E75.2. X95.3. G105.4. S135.

S135 is the strongest. Es el más fuerte.

2. KELLY Y TOP DRIVES “KELLY AND TOP DRIVES”.

2.1 PERFORANDO “MAKING HOLE”.

Un taladro de perforación rotaria consiste de muchas piezas de equipo. Parte de ellas se encuentran en la superficie, y parte de ellas en el subsuelo.

Todo el equipo tiene un propósito, colocar la broca en el fondo del pozo para perforar o hacer el hueco. Para lograr esto, la cuadrilla de perforación enrosca la broca en la parte final o inferior de una tubería especial llamada sarta de perforación “drill string”.

Los miembros de la cuadrilla bajan la sarta unida a la broca dentro del pozo. Para que la broca perfore, el equipo de superficie del taladro tiene que rotar, a menos que sea movida por un motor de fondo o motor

de lodo “mud motor”.

El equipo también tiene que proporcionarle peso a la broca para forzar los dientes o cortadores de la misma dentro de la formación.

A medida que la broca perfora, un fluido de circulación tiene que remover los cortes “cuttings” lejos de la broca, de otra forma el pozo se llenaría de cortes de perforación. El fluido que circula cumpliendo con esta labor se conoce como lodo de perforación “drilling mud”.

2.2. GENERALIDADES “OVERVIEW”.

Para impartir movimiento rotatorio a la sarta de perforación de forma que la broca pueda moverse, se puede usar un top drive o una Kelly con sistema de mesa rotaria “kelly and rotary table system”. La potencia se transmite desde la superficie hasta el fondo del pozo a través de la sarta de perforación.

2.3. SISTEMAS QUE USAN TOP DRIVE “TOP DRIVE SYSTEMS”.

Algunos equipos imparten movimiento rotatorio a la sarta con una unidad Top Drive. Los Top Drives son caros pero bastante eficientes. La cuadrilla puede agregar juntas de tubería de perforación en forma rápida y segura.

Ellos pueden perforar el pozo con mayor eficiencia y menos chance de que la sarta se pegue en el hueco, comparado con el sistema de Kelly y mesa rotaria. Un motor potente hace girar el eje del top drive “drive shaft”, el cual está conectado al top drive. Los miembros de la cuadrilla conectan la sarta de perforación al “drive shaft”.

El “drive shaft” hace girar la sarta de perforación y la broca. Note que la sarta de perforación pasa a través de una abertura en la mesa rotaria. Sin embargo, la mesa no rota.

2.4. OPERACIÓN DEL TOP DRIVE “TOP DRIVE OPERATION”.

El sistema de unión “link system” suspende la unidad top drive del bloque viajero del taladro. El fluido de perforación “Drilling mud” entra al top drive a través del cuello de ganso “gooseneck” el cual está unido a la manguera rotaria “rotary hose”, esta manguera es una línea flexible que conduce el lodo desde el stand pipe hasta el swivel en un sistema de Kelly o al swivel integrado en el top drive.

Un motor y una caja de engranajes le transmiten potencia al eje principal del top drive “drive shaft”. La cuadrilla conecta la sarta de perforación al “drive shaft”. La IBOP o válvula de seguridad incorporada, cuando está cerrada, evita que los fluidos se devuelvan a través de la sarta de perforación.

La cuadrilla usa las llaves de torque “torque wrench assembly” para conectar o desconectar la sarta de perforación.

Los brazos del elevador “elevator links” suspenden el elevador de tubería. La cuadrilla de perforación coloca el elevador alrededor de la sarta de perforación, para permitir que la unidad top drive la levante o la baje.

2.5. SISTEMAS CON KELLY “KELLY SYSTEMS”.

La Kelly, kelly drive bushing, el master bushing y la mesa rotaria “rotary table” hacen rotar la sarta de perforación y la broca en equipos que no tienen top drive.

La Kelly es un instrumento tubular pesado, usualmente tiene 4 o 6 lados, lo cual significa que tiene una sección transversal hexagonal o cuadrada. Las kellys cuadradas son mas baratas que las hexagonales, pero la hexagonal es mas fuerte, por eso los equipos que perforan pozos profundos usualmente las usan.

Trátese de una Kelly hexagonal o cuadrada, los miembros de la cuadrilla conectan la kelly al tubo superior de la sarta de perforación.

2.6 OPERACIÓN DE LA KELLY “KELLY OPERATION”.

La kelly, de 4 o 6 lados, se mueve a través de una abertura cuadrada en el Kelly Drive Bushing.El Kelly Drive Bushing encaja en el Master Bushing, este último gira por el movimiento que le transmite la mesa rotaria. Esto hace que rote toda la sarta de perforación y la broca que se encuentra en la parte inferior de la misma. La Kelly se mueve hacia abajo a medida que la profundidad del hueco aumenta