TALLER DE COMPONENTES BÁSICOS DE UN EQUIPO DE PERFORACIÓN

PABLO CESAR GUTIERREZ ORTIZ COD. 2010296349

DIEGO ARMANDO OSPINA POLOCHE COD. 2010295590

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENIERIA

PROGRAMA DE INGENIERIA DE PETROLEOS

PERFORACION

NEIVA, HUILA

2013

1. EQUIPO DE LEVANTE:

Qué es Sistema de Levante.

El sistema de levante en perforación, es aquel que soporta el sistema de rotación, mediante la utilización de los equipos apropiados capaces de levantar, bajar y suspender los pesos requeridos por él.

Función de los componentes del Sistema de Levante: Torre, Corona, Encuelladero, Subestructura, Bloque viajero, Gancho, Brazos, Malacate y Cable de Perforación, Elevadores (de tubería, Elevadores de CSG, Elevadores de tbg).

Torre: La estructura utilizada para soportar los bloques de corona y la sarta de perforación de un equipo de perforación. Las torres de perforación tienen generalmente forma piramidal y ofrecen una buena relación resistencia-peso. Si el diseño de la torre de perforación no permite que ésta sea desplazada fácilmente como una sola pieza, herreros especializados deben ensamblarla pieza por pieza, y en ciertos casos desensamblarla para el desplazamiento. 

Corona: Medio por el cual se transmite el peso de la Sarta de Perforación a la torre. En ella se encuentra una serie de poleas que forman el Bloque Corona o fijo, el cual sostiene y da movilidad al Bloque Viajero. El bloque de corona es un componente que se utiliza para la elevación de equipos de perforación o de workover.

Encuelladero: Es la plataforma de trabajo del encuellador dese donde organiza la tubería de perforación, su altura depende del número de tubos conectados que se manejen en el taladro.

Subestructura: Es un conjunto de vigas resistentes que debe soportar la Torre, los equipos de elevadores y el sistema de rotación. Esta estructura provee espacio debajo de la torre para instalar grandes válvulas de seguridad “impide reventones” (BOP) que evitan la arremetida del pozo, la subestructura soporta todo el peso de la torre, el de la mesa rotatoria, el del bloque, el del cuadrante (Kelly) y de toda la sarta.

Bloque viajero: Es un conjunto de poleas que van unidas mediante un cable de acero a la corona, que es otro conjunto de poleas, permite levantar, bajar y sostener el conjunto de tubos de perforación. El cable de acero es accionado por el malacate.

Gancho:  El equipo de gran capacidad en forma de "J" utilizado para colgar varios otros equipos, en especial la unión giratoria y el vástago de

perforación, los brazos del elevador o las unidades de mando superior. El gancho se fija a la parte inferior del bloque viajero (aparejo móvil) y permite levantar cargas pesadas con el bloque viajero. 

Brazos: Se encuentra entre el bloque viajero y el elevador. Estos son usados para llevar la tubería a la posición necesaria para la maniobra requerida

Malacate: Sistema mecánico que permite soportar, levantar y subir el conjunto de tubería y broca de perforación, mediante un sistema que utiliza cable de acero. Es accionado por motores de combustión interna (Diesel) o por motores eléctricos.

Cable de Perforación: Ha sido diseñado para cargas pesadas, por lo cual debe ser seleccionado según el peso que tendrá que soportar. El diseño de las poleas del Bloque Corona a través de las cuales tendrá que pasar el cable de perforación es de suma importancia. Debe ser inspeccionado con frecuencia para asegurar que este en buenas condiciones.

Elevadores: El elevador es sencillamente una prensa que se cierra alrededor del ‘cuello’ de tuberíaSon los equipos que cuelgan o suspenden la sarta de perforación en el pozo. También permiten subir o bajar la sarta dentro del pozo, es decir, realizar viaje de tuberías. Los elevadores son de tamaños dados para cada tipo de tubería, sea de perforación, de revestimiento o de cada tipo para el ensamblaje de fondo.

Qué función cumple y qué información obtenemos en la Consola del Perforador.

Es la estación de trabajo del perforador en el piso de perforación. Tiene varios instrumentos y medidores para que el perforador monitoree el proceso y mantenga al personal informado de la situación. Los indicadores de la consola del perforador incluyen:

• Indicador de Peso.• Indicador de la Rata de la Bomba.• Indicador de Presión de la Bomba de Lodo.• Indicador de Velocidad de la Rotaria.• Indicador de Torque de la Rotaria.• Indicador de Torque de las Llaves de Potencia.• Indicador de la Rata de Flujo del Retorno de Lodo.• Indicador del Nivel de los Tanques.• Indicador de Volumen del Tanque de Viaje.

Indique cómo se clasifica según su construcción los cables de perforación y cuál es su respectivo significado.

Los cables difieren en el número de Torones y hebras por torón y se clasifican de la siguiente manera:

o Grupo 6x7 (con 3 a 14 alambres por torón): Aunque hay varias alternativas en esta serie la más común es donde cada uno delos seis torones que forman el cable, está construido de una sola hilera de alambres colocado alrededor de un alambre central. Debido a que el número de alambres (7) que forman el torón es reducido, nos encontramos con una construcción de cable armado por alambres gruesos que son muy resistentes a la abrasión, pero no recomendable para aplicaciones donde requiere flexibilidad. Diámetro mínimo de poleas y tambores. 42 veces el diámetro del cable

o Grupo 6X19 (Con 15 a 26 Alambres por Torón): Existen varias combinaciones y construcciones de cables en este grupo, los torones se construyen usando de 15 hasta 26 alambres, lo que facilita la selección del cable más adecuado para un trabajo determinado. Anteriormente, la construcción más en uso en cables mayores a 8 mm. de diámetro era la construcción 6x 19 Filler (12/6F/6/1), conocido también como 6x25 por tenerla ventaja de tener un nivel de resistencia a la abrasión y aplastamiento aceptable, pero también suficiente flexibilidad para trabajar en poleas o tambores que no tengan un diámetro muy reducido en relación al diámetro del cable.

La construcción 6 x 19 Filler está formada por seis torones de 25 alambres cada uno que están integrados por dos capas de alambres principales colocados alrededor de un alambre central, con el doble de alambres en la capa exterior (12) a los que tienen la capa interior (6). Entre estas dos capas se colocan 6 alambres

más delgados, como relleno (Filler) para darle la posición adecuada a los alambres de la capa exterior.

Diámetro mínimo de poleas y tambores: 26 veces el diámetro del cable. Con el pasar del tiempo ha surgido otra construcción que está reemplazando el diseño anterior debido a que se ha demostrado que este nuevo diseño ofrece un mayor rendimiento y utilidad para los usuarios.

La construcción 6 x 26 está formada por seis torones con 26 alambres cada uno, que están integrados por tres capas de alambres colocados alrededor de un alambre central En la capa exterior hay 10 alambres la capa intermedia hay 5alambres de un diámetro y 5 alambres de un diámetro interior puestos en una manera alternada y la capa interior también tiene 5 alambres puestos sobre un alambre central. Aunque esta construcción tiene una flexibilidad un poco menor que la construcción antigua (6 x 25), la construcción 6 x 26 tiene una sección de acero más sólida y alambres exteriores más gruesos, por lo tanto, tiene una mayor resistencia a la compresión y a la abrasión.

Diámetro mínimo de poleas y tambores. 30 veces el diámetro del cable. En este grupo hay una tercera construcción que tiene un alto volumen de consumo en trabajos bien definidos y ésta se llama 6x19 Seale. Esta construcción está formada por 6 torones de 19 alambres cada uno, que están integrados por dos capas de alambres del mismo número (9), colocados alrededor de un alambre central. En este caso, los alambres de la capa exterior son más gruesos que los alambres de la hilera interno, con el objeto de darle una mayor resistencia a la abrasión, pero su flexibilidad es menor que los 6 x 26, aunque no son tan rígidos como la construcción 6 x 7.

Diámetro mínimo de poleas y tambores. 34 veces el diámetro del cable.

o Grupo 6 x 37 (Con 27 a 49   Alambres por Torón): Las construcciones de este equipo son más flexibles que las de los grupos 6 x 7 y 6x 19, debido a que tienen un mayor número de alambres por torón. Este tipo de cables se utiliza cuando se requiere mucha flexibilidad. No se recomiendan cuando son sometidos a una abrasión severa, porque el diámetro de sus alambres externos es pequeño.

En este grupo la construcción 6 x 37 es generalmente encontrada en cables con diámetros menores a 9 mm. En diámetros superiores a 8 mm los cables son fabricados con el concepto moderno con todos los alambres torcidos conjuntamente en una forma paralela en cada torón, evitando roce interno y logrando una mayor vida útil. Como existen varias construcciones en este grupo, se presentan las de mayor uso y sus rangos de diámetros para obtener el óptimo rendimiento.

Diámetro mínimo de poleas y tambores. 23 veces el diámetro del cable.

o Grupo 8 x 19: Además de los grupos antes señalados, es conveniente mencionar las series 8 x 19que están fabricados con 8 torones alrededor de un alma (generalmente de fibra).Al utilizar 8 torones en vez de 6, hace que el cable sea más flexible, pero debido a que este tipo de cable tiene un alma más grande que los cables de 6 torones, lo hace menos resistente al aplastamiento.

Existen construcciones en esta serie tanto con almas de fibra, almas de acero y almas de acero plastificadas para usos bien especificados sobre los cuales hay antecedentes más adelante.

Explique en qué consiste el alma de acero del cable de perforación.

La parte central del cable que forma el corazón o alma, sobre ella se forman los torones y contribuye a la flexibilidad del cable y como soporte a los torones entorchados a su alrededor. El más utilizado en operaciones es el alma de torón (o de acero) formado por un torón igual a los demás que componente el cable. Estas soportan mejor el aplastamiento, altas temperaturas y mayor resistencia a la ruptura.

Cuáles son e identifique en un esquema los puntos críticos del cable de perforación en la torre.

Los puntos criticos del cable de perforación en la torre son: El Malacate, La Corona y en los Puntos de anclaje

Debido a que son los puntos en los que se ejerce mayor fuerza y desgaste en todo el cable; como se indica en la imagen.

Qué es Tonelada Milla. Cómo la calculamos y qué tenemos en cuenta para este cálculo?

La “Tonelada Milla” se refiere al levantamiento de un peso de una tonelada (2000lb) a la distancia de una milla (1.6 km, 5280 pies).

Para establecer el número de tonelaas millas de trabajo es necesario cuantificar el ciclo de operaciones que comprende la perforación de una distacia equivalente a la longitud del vástago, o un tiro de tubería de perforación.

Para calcular la tonelada milla se dece analizar el trabajo realizado por el cable de perforación para lasdiversas operaciones ejercidas como:

Viaje Completo Operación de perforación Viajes cortos Coronéo Bajada de liner Bajada de cañería Operaciones de pesca

TMvc: Tonelada Milla en viaje completoD: Profundidad total del pozo (ft)L: Longitud de tiro de tuberíaWm: Peso unitario por flotación corregido por el factor de flotabilidad del lodo (lb/ft)M: Peso total del conjunto de izajeC: Peso efectivo del conjunto de portamechas corregido por el factor de flotación

Qué es un viaje redondo?

Un viaje completo o redondo es la operación sacar toda la columna de perforación hasta la superficie desde una profundidad cualquiera y volver nuevamente a bajar la columna hasta la misma profundidad de la cual fue sacada.

2. SISTEMA DE ROTACIÓN:

Función de los componentes del Sistema de Rotación: Mesa rotaria, Kelly o Cuadrante, Top Drive

Mesa Rotaria: Maquina sumamente fuerte y resistente que hace girar el Cuadrante y a través de este a la Sarta de perforación y la Mecha.

Funciona por intermedio de un buje de transmisión, el cual transmite el Momento de Torsión (torque) e imparte el movimiento giratorio a la sarta. Retiene a las cuñas que soportan el peso de toda la sarta de perforación cuanto esta no esta soportada por el Gancho y los Elevadores.

Kelly o Cuadrante: Es un tramo de la tubería de forma cuadrada hexagonal o triangular, generalmente de 40 píes de largo, cuyo objetivo es transmitir el movimiento de rotación de la mesa rotaria a la sarta de perforación. A medida que el buje maestro de la mesa rotaria gira, este hace girar el buje del cuadrante; como la tubería de perforación esta conectada a la base del cuadrante, esta tiene que girar

Top Drive: Consiste en que la sarta de perforación y el ensamblaje de fondo reciben la energía para su rotación, desde un motor que va colgado del Bloque Viajero. El equipo cuenta con un Swibel integrado, un manejador de tubería, el cual posee un sistema para enroscar y desenroscar tubería, una cabeza rotatoria y válvulas de seguridad

Cuáles son las ventajas de perforar pozos de petróleo o gas con un equipo con top drive a un equipo convencional o con Kelly?

VENTAJAS DESVENTAJASMenor tiempo de conexión Costo de adquisiciónTiempo de viaje InstalaciónMenos riesgo de atascamiento diferencial

Mantenimiento

Perforación direccional optima Inexperiencia del personalToma de núcleos continuos Número de conexionesRepaso o rectificación del hoyo Riesgo de atascamiento durante las

conexiones por longitud de enlongación de tubería

Ampliación del hoyo Corrida de riesgo dentro de la tuberíaDisminución de accidentes Ocupación del encuelladorCierre más rapido del pozo en caso de arremetidas

Cuáles son las funciones de la sarta de perforación?

Las funciones principales de la sarta de perforación son:

Proporcionar una vía desde la superficie hasta la broca para que el fluido de perforación se puede llevar bajo presión.

Transmitir la rotación, aplicada en superficie, a la broca. Transmitir la fuerza, o peso, a la broca para que la formación se rompa más

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

Cuáles son y describa los componentes de la sarta de perforación: Broca, Collares o Drill Collars, Tubería de perforación de pared gruesa o Heavy Wate Drill Pipe, Drill pipe, Crossovers, Bit subs.

Broca: Es la herramienta que entra en contacto directo con la formación y gracias al peso aplicado sobre ella combinado con rotación apropiada, sus dientes rompen la formación y de esta manera es posible avanzar en profundida.

Collares o Drill Collars: son tubería de perforación pesante ydeben ser suficiente para aplicar el peso que requiere la broca para perforar las formaciones de acuerdo al programa de perforación. Esta tubería es de gran diámetro externo y diametro interno pequeño, lo que le permite disponer de gran masa de acero.

Existen los drill collar normales y espiralados. Los espiralados son usados cuando el espacio anular disponible es reducido y el canal espiralado permitiría facilitar el flujo del lodo y ripios de perforación. Además, el área de cotacto con el borde del pozo es menor y de esa manera las condiciones operativas son mejores.

Tubería de perforación de pared gruesa o Heavy wate Drill Pipe: La tubería pesada constituye el componente intermedio del ensamblaje de fondo. Es un tubular de espesor de pared gruesa, similar a las barras de diámetro pequeño, cuya conexión posee las mismas dimensiones que las de la tubería de perforación para facilitar su manejo, pero es ligeramente más larga.

La función más imoprtante de la tubería pesada es servir de zona de transición entre las barras y la tubería de perforación, para minimizar los cambios de rigidez entre los componentes de la sarta, con el objeto de reducir las fallas originadas por la concentración de flexión cíclica en la conexión de la tubería de perforación.

Drill pipe: La tuberiía de perforación “drill pipe” es bastante fuerte, aunque relativamente liviana. Los miembros de la cuadrilla conforman 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 colo´candolas dentro del hueco a medida que la broca rota.

Crossovers: Son herramientas de fondo que permiten conectar tuberías o herramientas de diferentes tipos de conexiones. Los cross over miden entre 3 y 5 pies de longitud. Existen una gran variedad de estas herramientas puesto que sus conexiones pueden ser combinadas.

Bit subs: Es una herramienta de fondo que permite conectar en su parte inferior la broca y en su parte superior los drill collars. Es una herramienta de conexión caja-caja (box-box) mide un poco más de 2 pies.

3. SISTEMA DE CIRCULACIÓN

¿Qué es el sistema de circulación?

El sistema de circulación forma parte de los componentes de un taladro de perforación. En él, las bombas de lodo es uno de los componentes más importantes. Generalmente un taladro de perforación cuenta con tres bombas, la cual dos de ellos efectúan operaciones mientras la otra se mantiene en standby. Las bombas utilizadas para el taladro de perforación están capacitadas y programadas para realizar dicho trabajo, entre ellas están las dúplex y triples. La función principal del sistema de circulación, es la de extraer los recortes de roca del pozo durante el proceso de perforación. El sistema está compuesto por equipo superficial y sub superficial como se muestra en la siguiente figura:

Describa las funciones del equipo de circulación:

Tanques de Lodos: Son utilizados para el almacenamiento de los lodos de perforación en el pozo, entre ellos los tanques de la barita, los cuales son tanques presurizados.

Bomba de Lodos: La función principal de la(s) bomba(s) de circulación es enviar determinado volumen del fluido a presión, hasta el fondo del hoyo, vía el circuito descendente formado por tubería de descarga de la bomba, tubo de paral, manguera, junta rotatoria, juntakelly, sarta de perforación (compuesta por tubería de perforación y sarta lastrabarrena) y barrena para ascender a la superficie por el espacio anular creado por la pared del hoyo y perímetro exterior de la sarta de perforación.

Tubería Parada (Stand pipe): Es una pieza tubular fijada a una pierna del mástil, en el extremo inferior se conecta con la descarga de la bomba y en el extremo superior se conecta a una manguera flexible de alta presión.

Tipos de bombas de lodos utilizadas en la industria del petróleo: El componente más importante en el sistema de circulación es la bomba de lodos y la potencia hidráulica suministrada por ésta, ya que de esto dependerá el gasto y la presión requeridos para una buena limpieza del pozo.

Bomba dúplex: Estas bombas se caracterizan por estar constituidas de dos pistones y manejar altos gastos pero baja presión de descarga. Son de doble acción, o sea que bombean el fluido en los dos sentidos. En la actualidad estas bombas se utilizan en los equipos que reparan pozos o en perforación somera. La

presión máxima recomendada de trabajo para estas bombas es de 3,000 lb/pg2.

Bomba triplex: Están constituidas por tres pistones de acción simple y se caracterizan por manejar altas presiones de descarga y altos gastos y son de fácil mantenimiento. Estas bombas son las más utilizadas en la industria petrolera.

Cómo se calcula la salida de una bomba de lodos (bls/stk) para una bomba de lodos dúplex y para una bomba de lodos triplex?

Bomba Triplex. Fórmula salida: Salida de la bomba Triplex en bbl/ stk

= 0.000243 x (trazador de líneas de diámetro en pulgadas)2X (longitud de la carrera, en pulgadas)

Bomba Dup lex . Fó rmu la sa l i da : Sa l i da de l a bomba Dup lex en bb l / s t k= 0 .000162 x L x D2 x %EF

Describa cada uno de los componentes del equipo de control de sólidos:

Shale shakers: Es el limpiador primario del lodo. Remueve los ripios de perforación de mayor tamaño transportados en el lodo reteniéndolas en mallas vibratorias.

Desilters y Desanders: Remueve las partículas más finas por fuerza centrífuga cuando se hace pasar el lodo a través de hidrociclones (sistema de conos interconectados con entrada lateral de flujo y descarga de sólidos por el vértice y lodo limpio por el tope.

Mud cleaners: Es un limpiador de lodo o combinación de desarenadores y / o desilters montado sobre un agitador con un tamiz de malla fina. Un

lodo se alimenta a la entrada del hidrociclon (desarenador y / o desarenador) para separar las partículas y el flujo inferior pasa a la pantalla de malla fina en donde las partículas mayores de barita se descartan y se tira. En la mayoría de las operaciones de perforación, un limpiador de lodo está instalado en sus sistemas de lodo. Por lo general se encuentra en un tanque de lodo en la misma ubicación que con los desilters.

Centrífugas: Las centrífugas decantadoras son un componente clave en la limpieza de lodos de perforación en una plataforma de perforación. El mantener el lodo de perforación en óptimas condiciones produce menos desperdicio, disminución en el costo de operación y una alta eficiencia del sistema total de control de sólidos. La separación mecánica de sólidos del sistema de lodos a través del uso de una decantadora es un medio altamente efectivo de mantener el peso y la viscosidad del lodo adecuados. Cuando se utilizan adecuadamente, las decantadoras permiten a los usuarios mantener las propiedades del lodo dentro del rango prescrito según el programa de perforación. Típicamente, las decantadoras son las últimas unidades del proceso en la línea del control de sólidos.

4. SISTEMA DE POTENCIA

Formas de Transmisión de Potencia:

Transmisión Eléctrica: La mayoría de los equipos en la actualidad utilizan esta forma de transmisión de potencia. Los Generadores producen la electricidad que se transmite a los motores eléctricos a través de cables de conducción eléctrica.

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

5. SISTEMA DE CONTROL

¿Qué es un reventón?

Un reventón (blowout) sucede cuando no se puede controlar en superficie el flujo de fluidos de formación. Un reventón subterráneo ocurre cuando hay un flujo incontrolable entre dos formaciones. En otras palabras, una formación está pateando y al mismo tiempo en otra se está perdiendo circulación.

¿Cuáles son las causas de un reventón?:

No mantener el hueco lleno cuando se esté sacando tubería. Cuando se saca tubería fuera del pozo, se debe bombear lodo dentro del pozo para reemplazar el acero que se ha sacado, de otra manera el nivel de lodo dentro del pozo descenderá llevando a una reducción de la cabeza hidrostática. Mantener el pozo lleno es sumamente crítico especialmente cuando se sacan los drillcollars, debido a su gran volumen de acero.

Reducir la presión anular por suaveo. (Swabbing). Las fuerzas friccionales que ocurren como consecuencia del movimiento del lodo, reducen la presión anular. Esto es más crítico al principio del viaje cuando este está bien balanceado pero las presiones de suaveo son mayores.

Pérdida de circulación. Si se pierde fluido de perforación hacia la formación, esto puede llevar a una caída del nivel de lodo y reducir la presión hidrostática.

Rata de penetración excesiva cuando se perfora a través de arenas gaseosas. Si se permite que entre mucho gas en el espacio anular, especialmente cuando suba y se esté expandiendo, esto causará una reducción en la presión anular.

Formaciones sub-presionadas. Pueden estar sujetas a fractura y pérdida de circulación, lo cual puede resultar en la pérdida de cabeza hidrostática en el anular.

Formaciones sobre-presionadas. Obviamente, si una presión de formación supera la presión anular, puede haber una patada de pozo.

¿Cuáles son las señales de advertencia de un reventón perforando y viajando?

PERFORANDO

Presión de bomba decreciendo gradualmente. También puede verse asociada con un aumento en la rata de bombeo. La caída en la presión de bomba es el directo resultado de la densidad más baja de los fluidos que estén entrando al pozo, reduciendo la cabeza hidrostática. La caída de presión será más significativa a medida que ocurre la expansión del gas aportado. La caída de presión puede ser suave y gradual al principio, pero entre más tiempo pase sin que la patada sea detectada, más exponencial será la caída de presión.

Incremento en el flujo de lodo que proviene del anular seguido de…..

Un incremento asociado en los niveles en los tanques. A medida que los fluidos de formación entran en el pozo, un volumen equivalente de lodo necesariamente será desplazado en superficie. Esto se añade al volumen circulado, en tal forma que puede detectarse un aumento en la rata de flujo. En caso de que el influjo sea en gas, el desplazamiento de lodo se incrementará dramáticamente a medida que se efectúa la expansión. A medida que el influjo continúa......

Variaciones en el peso sobre el gancho (Hookload) y sobre el peso en la broca (WOB). Aunque no es ciertamente un indicador primario, estas indicaciones se pueden detectar a medida que se afecta el efecto de boyancia sobre la sarta. Si el influjo llega a la superficie......

Lodo Contaminado, especialmente corte de gas. Densidad de lodo reducida. Cambio en contenido de cloruros (generalmente un incremento). Detección de Gas. Indicaciones de presión, como derrumbes e incremento en la temperatura del lodo a la salida.

VIAJANDO

Llenado de hueco insuficiente. Cuando se está sacando tubería, y el pozo no está recibiendo el volumen de lodo igual para compensar la cantidad de tubería que se ha sacado, es muy probable que el fluido de una patada o kick haya entrado al hueco, o que se haya perdido lodo en la formación.

Un viaje húmedo ( “wet trip” ). Cuando hay presión e influjo debajo de la sarta, se impide que el lodo salga naturalmente por entre las boquillas de la broca, derramándose lodo cuando se abre la conexión.

Suaveo (Swabbing). El suaveo excesivo puede ser identificado a través de un cambio en el volumen en el tanque de viaje cuando se esté sacando tubería. Se puede apreciar inicialmente que el volumen en el tanque de viaje se aumenta antes de volver a caer para llenar el espacio dejado por la tubería al ser sacada. .

Ganancia de volumen en los tanques. Un aumento constante en el tanque de viaje muestra claramente que está ocurriendo una patada de pozo.

Flujo de Lodo. Similarmente, el lodo fluyendo en superficie indica un influjo abajo en el pozo. El flujo puede provenir de fluidos succionados hacia dentro del pozo que están migrando hacia adentro y expandiéndose en el anular. Esto en sí mismo puede ser suficiente para reducir la presión hidrostática dentro del pozo y permitir que el influjo tenga lugar.

Hueco lleno de cortes en el fondo. Un llenado excesivo del hueco en el fondo, después de una maniobra, puede evidenciar derrumbes porque el pozo esté instable o sobre-presionado.

Broca perforada. Una broca perforada es más una alarma que un indicador de que el hueco está apretado, de diámetro reducido a causa de la sobre-presión. Deben tomarse todas las precauciones (por ejemplo, monitorear el pozo antes de sacar, minimizar el suaveo, chequear el flujo) para evitar una patada durante las maniobras.

El control de pozo es más difícil si la broca está fuera del pozo o por encima de la zona de influjo.

El pozo no se puede cerrar ( ni para tubería ni por el anular ) si los drillcollars están pasando por la BOP.

Funciones del sistema de control de pozos:

1. Cerrar el pozo en caso de un Influjo imprevisto2. Colocar suficiente contra-presión sobre la formación3. Recuperar el Control Primario del Pozo

Describa los siguientes componentes de un equipo de control de pozos:

Preventor anular: Tiene la particularidad de proporcionar un sello hidráulico por el espacio anular de la tubería de perforación sin importar el diámetro de la tubería que se encuentre dentro del pozo, su elemento de empaque se ajusta a la forma de la tubería. El preventor anular está habilitado para sellar alrededor de diferentes tamaños o diametros de tubería de perforación (drill pipe), barras (drill collars), tubería de trabajo, guaya fina, tubings, entre otros. Existen algunos modelos los cuales pueden usar presión del pozo para proveer una capacidad. El preventor anular consiste de un cuerpo, un cabezal, un pistón y una unidad de empaque de goma. En el mercado, los preventores anulares tienen ancho rango de medidas y presiones de operación, se puede observar ello en las especificaciones técnicas de cada uno de los equipos visitando los enlaces mostrados arriba para cada modelo. Es muy importante que el personal deba saber cómo se opera y se hace mantenimiento apropiado a los preventores anulares. Se debe seguir estrictamente los manuales de operación para prevenir fallas prematuras.

Preventor de Arietes de Tubería: Consisten de grandes válvulas de acero (arietes) que tienen elementos de goma que sirven de sello. Se utilizan como control superficial en un pozo, para sellar el espacio anular cuando se tiene tubería en su interior o cerrarlo totalmente, funciona casi siempre hidráulicamente para cerrar el espacio anular alrededor de la tubería en el pozo, los arietes para tubería deben ajustarse alrededor del perímetro de cualquier clase o tamaño de tubería que se encuentre en el pozo. Se usan unidades sencillas y dobles y se colocan sobre el cabezal de tubería de revestimiento o de producción, sus bridas deben tener las mismas especificaciones API que el cabezal donde se instalen, si no es de la misma medida, se utilizará un carrete o brida adaptada para efectuar el enlace correspondiente.

Preventor de Arietes Ciegos: Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y de un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tubería en su interior y que por la manifestación del brote no sea posible introducirla. Se instalan en bonetes normales y modificados para arietes de corte. Este elemento cuando es accionado corta la tubería que se encuentre en ese momento dentro del pozo sin importar su diámetro. Está

demostrado estadísticamente que la mayor parte de los brotes ocurren con la tubería dentro del pozo, es entonces que el preventor inferior hace la función de válvula maestra por estar conectada directamente a la boca del pozo evitando las bridas mismas que están consideradas como las partes más débiles de un conjunto de preventores.

Acumulador: Son varios recipientes en forma de botella o esféricos están localizados en la unidad de operaciones y es allí donde se guarda el fluido hidráulico. Posee líneas de alta presión que llevan el fluido hidráulico a los preventores y cuando las válvulas se activan, el fluido causa que los preventores actúen. Ya que los preventores se deben poder sellar rápidamente cuando es necesario, el fluido hidráulico se tiene que poner bajo 1.500 a 3.000 psi de presión utilizando el gas nitrógeno contenido en los recipientes.

Línea para matar (Kill line): Esta línea se utiliza para bombear el lodo para controlar o matar el pozo en caso de una emergencia, está compuesta mínimo por:

•Válvulas de compuerta valves) de sellos metal - metal y apertura plena y dela misma presión nominal que las preventorios, si es posible una de accionamiento hidráulico.

•Válvula cheque, se debe evitar este tipo de válvulas, ya que el sello se deteriora con 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 ins ta lada en e l cuerpo de los p reven to r ios s i es tas d isponen de en t radas la te ra les y siempre 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 kill line, 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 monitoreo del pozo. Todos los arreglos deben tener doble válvula full opening en cada chocke line y kill line. La válvula externa del chocke line debe ser accionada remotamente. La válvula ex te rna de l k i l l l i ne debe ser tamb ién acc ionada remotamente o ser una vá lvu la cheque. Las vá lvu las h id ráu l i cas remotas deben permanecer ce r radas y las manua les abiertas. Las válvulas manuales deben estar en la parte externa del arreglo.