Perforación Rotatoria Fundamentos y Diseños
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PERFORACIÓN ROTATORIA: FUNDAMENTOS Y DISEÑOS
CARLOS MARIO SIERRA RESTREPO
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA
FACULTAD DE MINAS
UNIDAD DE PETRÓLEOS Y GAS NATURAL
MEDELLÍN
1999
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PERFORACIÓN ROTATORIA: FUNDAMENTOS Y DISEÑOS
CARLOS MARIO SIERRA RESTREPO
Trabajo presentado para promoción a Profesor Asociado
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIAFACULTAD DE MINAS
UNIDAD DE PETRÓLEOS Y GAS NATURAL
MEDELLÍN
1999
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CONTENIDO
Pág.
LISTA DE TABLAS 9
LISTA DE FIGURAS 10
INTRODUCCIÓN 13
1. GENERALIDADES 14
1.1 ¿DONDE PODEMOS ENCONTRAR PETRÓLEO? 14
1.2 LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO. 17
1.3 PERFORACIÓN DE UN POZO. 17
1.4 PERFORACIÓN CON EL MÉTODO DE PERCUSIÓN O CABLE. 20
2. PERFORACIÓN ROTATORIA 21
2.1 INTRODUCCIÓN. 21
2.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN ROTATORIA. 22
2.2.1 Equipos de perforación en tierra ("land rigs"). 22
2.2.1.1 Equipos convencionales. 22
2.2.1.2 Equipos móviles. 24
2.2.2 Equipos de perforación en agua. 24
2.2.2.1 Equipos soportados en el fondo. 25
2.2.2.2 Equipos flotantes. 27
2.3 PARTES BÁSICAS DE UN EQUIPO DE PERFORACIÓN 28
2.3.1 Generadores de potencia. 29
2.3.2 Sistema de levantamiento. 32
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2.3.5.2 Detección de un “Kick”. 78
2.3.5.3 Control de un “Kick”. 78
2.3.6 Sistema de monitoria del pozo. 83
2.4. OTROS SISTEMAS DE ROTACIÓN. 84
2.4.1. Sistema “Top Drive”. 84
2.4.2. Motores de fondo. 86
3. BROCAS PARA PERFORACIÓN ROTATORIA. 87
3.1 TIPOS DE BROCAS. 87
3.1.1 Brocas de conos. 87
3.1.2 Brocas de arrastre ó de fricción. 88
3.1.2.1 Brocas de paletas. 89
3.1.2.2 Brocas de diamante natural. 89
3.1.2.3 Brocas de diamante policristalino (PDC). 90
3.1.2.4 Brocas de Diamante Policristalino Termoestable (TSP). 91
3.2 CLASIFICACIÓN IADC DE LAS BROCAS. 91
3.2.1 Clasificación IADC de brocas de conos. 91
3.2.2 Clasificación IADC de brocas de arrastre. 92
3.3 SELECCIÓN Y EVALUACIÓN DE LA BROCA. 93
3.4 FACTORES QUE AFECTAN LA TASA DE PENETRACIÓN. 95
3.4.1 Tipo de broca. 96
3.4.2 Tipo de formación. 96
3.4.3 Fluido de perforación. 96
3.4.4 Condiciones de operación. 96
3.4.5 Hidráulica de la broca. 97
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3.5 GENERALIDADES PARA LA SELECCIÓN DE BROCAS. 97
4. REVESTIMIENTO DE POZOS. 98
4.1 ESPECIFICACIÓN DEL REVESTIMIENTO. 994.2 TIPOS DE REVESTIMIENTO. 104
4.2.1 Revestimiento de Superficie. 104
4.2.2 Revestimiento Intermedio. 105
4.2.3 Revestimiento de Producción. 106
4.2.4 Revestimientos Auxiliares (“Liners”). 106
4.2.5 Tubo Conductor. 107
4.3 PARÁMETROS IMPORTANTES. 108
4.3.1 Resistencia a la Tensión. 108
4.3.2 Resistencia a las Presiones Externas. 113
4.3.3 Resistencia a las Presiones Internas. 121
4.4 DISEÑO DE SARTAS DE REVESTIMIENTO. 124
4.4.1 Programa de Revestimientos y Brocas 124
4.4.2 Factores de seguridad. 127
4.4.3 Diseño de sartas sencillas. 129
4.4.4 Diseño de las sartas combinadas. 132
5. CEMENTACIÓN DE POZOS. 137
5.1 MATERIALES USADOS EN LA CEMENTACIÓN DE POZOS. 138
5.1.1 Requisitos de los Cementos. 139
5.1.2 Cemento Básico. 141
5.1.3 Aditivos para el Cemento. 143
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5.1.4 Cementos Especiales. 145
5.1.5 Fluidos Espaciadores. 146
5.2 EQUIPO BÁSICO DE CEMENTACIÓN. 147
5.2.1 Equipo de Superficie. 147
5.2.2 Zapato Guía. 148
5.2.3 Collar Flotador. 148
5.2.4 Cabeza de Cementación. 149
5.2.5 Tapones de cementación. 149
5.2.6 Centralizadores. 150
5.2.7 Raspadores. 150
5.3 TIPOS DE CEMENTACIÓN. 151
5.3.1 Cementación Primaria. 151
5.3.2 Cementación Secundaria. 153
5.4 PRUEBAS DEL CEMENTO. 153
5.5 CÁLCULOS BÁSICOS EN UNA CEMENTACIÓN. 155
5.5.1 Volumen de Lechada. 155
5.5.2 Rendimiento del Cemento. 157
5.5.3 Número de Sacos de Cemento Requeridos. 158
5.5.4 Cálculo del Desplazamiento. 158
5. 5.5 Requerimiento total de Agua. 159
5.5.6 Cálculo de la Cantidad de Aditivos Requeridos. 159
5.5.7 Tiempo de Operación. 159
5.6 PROGRAMA PARA BAJAR REVESTIMIENTO Y CEMENTAR. 160
5.7 CEMENTACIONES CON PROCEDIMIENTOS ESPECIALES. 162
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5.7.1 Cementación con tubería de perforación. 162
5.7.2 Cementación por etapas. 163
5.7.3 Cementación de revestimientos auxiliares 1645.7.4 Cementaciones remédiales. 166
5.8 TAPONES BALANCEADOS DE CEMENTO. 166
5.8.1 Uso de los Tapones de Cemento. 166
5.8.2 Métodos de Colocación. 167
5.8.3. Cálculos Tapón Balanceado. 168
5.8.4. Programa de Trabajo. 171
BIBLIOGRAFÍA 173
ANEXO: Problemas 175
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LISTA DE TABLAS
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Tabla 1. Propiedades de algunos combustibles. 30
Tabla 2. Propiedades de los cables de perforación más usados (6 x 19). 40
Tabla 3. Eficiencia promedio del juego de poleas. 44
Tabla 4. Distribución de cargas en las patas de la torre. 46
Tabla 5. Resistencia a los esfuerzos de tubos de perforación API. 61
Tabla 6. Dimensiones de los principales tubos de perforación API. 62
Tabla 7. Peso en lbf /Pie de diversos tipos de collares de perforación. 63
Tabla 8. Desplazamiento promedio de tubería de perforación. Rango 2. 70
Tabla 9. Graduación del desgaste de las brocas. 93
Tabla 10. Grados de acero reconocidos por el API 101
Tabla 11. Dimensiones de los tubos de revestimiento más usados. 102
Tabla 12. Propiedades de “Liners” API. 107
Tabla 13. Constantes utilizadas en las ecuaciones 25 y 26. 110
Tabla 14. Resistencia a la tensión en las uniones, de revestimientos API. 111
Tabla 15. Resistencia a cargas axiales de revestimientos API. 114
Tabla 16. Datos necesarios para el cálculo de PC 117
Tabla 17. Resistencia al colapso de revestimientos API. 119
Tabla 18. Resistencia a la presión interna de revestimientos API. 122
Tabla 19. Tamaños de brocas recomendadas para correr revestimientos API. 126
Tabla 20. Clasificación API de los cementos. 142
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LISTA DE FIGURAS
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Figura 1. Trampa estructural tipo falla y trampa estructural combinada 14
Figura 2. Ejemplos de trampas estratigráficas 15
Figura 3. Locación del pozo 17
Figura 4. Pozo en perforación 18
Figura 5. Contrapozo 18
Figura 6. Perforación por percusión o cable 19
Figura 7. Equipo de perforación rotatoria 22
Figura 8. Proceso de instalación de torre levadiza 23
Figura 9. Plataforma Jack-up y plataforma enteriza 25
Figura 10. Plataforma semisumergible 27
Figura 11. Buque perforador 27
Figura 12. Partes básicas de un equipo de perforación 27
Figura 13. Componentes del sistema de levantamiento 31
Figura 14. Algunos ejemplos de torres 32
Figura 15. Subestructura 34
Figura 16. Malacate y sus partes 36
Figura 17. Componentes del juego de poleas 36
Figura 18. Partes del cable de perforación 37
Figura 19. Diagramas de cargas del bloque viajero y el bloque corona 42
Figura 20. Distribución de las cargas en la subestructura 45
Figura 21. Sistema circulatorio del fluido de perforación 46
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Figura 45. Cabeza de cementación 148
Figura 46. Centralizadores 149
Figura 47. Raspadores 150
Figura 48. Balance de presiones en el pozo durante cementación primaria 151
Figura 49. Esquema para el cálculo del volumen de lechada 155
Figura 50. Estado de las columnas de fluidos, mientras se coloca el tapón 168y después de retirar la tubería de trabajo.
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INTRODUCCIÓN
Este trabajo tiene por objeto proponer un texto guía que sirva de base para la
asignatura Perforación I, perteneciente al núcleo básico profesional del programa
curricular de Ingeniería de Petróleos. Las operaciones y variables que se
involucran en la perforación de un pozo son muchas; acá se desarrollan
únicamente los conceptos básicos que debe manejar un estudiante de pregrado
tomando como referencia el programa de Perforación I, aprobado por la Facultad
de Minas de la Universidad Nacional de Colombia. Temas tan importantes como
los fluidos de perforación y la perforación dirigida, entre otros, se dejan para ser
trabajados en los cursos Fluidos de Perforación y Perforación II, pertenecientes al
mencionado plan de estudios.
Los temas cubiertos en este texto son: Equipos para perforación rotatoria,
revestimiento de pozos, cementación de pozos y brocas usadas en la perforación
rotatoria. En el último capítulo aparecen una serie de ejercicios para ser
planteados y resueltos durante el desarrollo del curso. Este texto se debecomplementar con el trabajo (7) “Hidráulica de la Perforación Rotatoria”, para un
mejor cubrimiento del curso.
El texto trata de recoger todas las experiencias académicas ganadas por parte del
autor durante diez años de trabajo como profesor del área de Perforación, tiempo
durante el cual se ha tenido además la oportunidad de asistir a diferentes cursos
y realizar varias pasantías en compañías petroleras.
Cabe aclarar que a través de los diferentes capítulos se maneja tanto el sistema
práctico de unidades como el Sistema Internacional. Las unidades y constantes
que aparecen entre paréntesis, en cada una de las ecuaciones, son las que se
deben usar cuando se trabaje con el Sistema Internacional.
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1. GENERALIDADES
Los hidrocarburos (líquidos, sólidos o gaseosos) son compuestos orgánicos y
naturales constituidos por átomos de carbono e hidrógeno. El petróleo en su
estado natural es una mezcla compleja de hidrocarburos de diferentes tipos,
acompañados de algunos contaminantes que le inducen malas propiedades
(azufre, vanadio, etc.). Después de ser extraídos, esos diferentes hidrocarburos,
son sometidos a procesos de separación de los que se obtienen diversos
productos cada uno con propiedades y usos especiales.
El petróleo se formó hace millones de años como resultado de la transformación
de materia orgánica (restos de organismos terrestres y acuáticos) que se acumuló
en el fondo de océanos y lagos, y que al mismo tiempo fue recubierta por
partículas de lodo, arcilla y arena traídos por los ríos desde los continentes. Al
mismo tiempo que la materia orgánica se transformó en petróleo, los sedimentos
sueltos se transformaron en roca dura.
La transformación de la materia orgánica en petróleo se dio a través del tiempo
debido a factores físico - químico y bacteriológico, acompañados de efectos de
presión y temperatura. La presión se debió al peso creciente de los sedimentos
que poco a poco se acumulaban sobre la materia orgánica.
1.1 ¿DONDE PODEMOS ENCONTRAR PETRÓLEO?
La acumulación y el peso de los sedimentos que se depositaron en los océanos y
los lagos, hicieron que los más profundos se compactaran y se convirtieran en las
rocas que hoy existen en forma de capas o estratos; las rocas así formadas se
llaman "sedimentarias". En casi todas las rocas sedimentarias (areniscas, calizas,
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etc.) Hay espacios vacíos llamados poros, en los que puede existir petróleo, pero
si además esos poros son numerosos (la roca es porosa) e interconectados entre
sí (la roca es permeable) la estructura será propicia para la acumulación de
hidrocarburos. La roca en la cual se formó originalmente el petróleo, bajo las
condiciones ya descritas, se denomina "roca madre".
Una vez se formó el petróleo, y asistido de su estado natural fluido, la presión
ejercida por los estratos o rocas superiores lo expulsó a través de los poros de las
rocas y lo desplazó hacia sedimentos de más baja presión que se encontraban
más cerca de la superficie terrestre. Este fenómeno es conocido como
"migración" del petróleo. La migración del petróleo se llevó a cabo a través de las
rocas porosas y permeables que se encontraban cerca al sitio de origen, o a lolargo de grietas y fracturas en las rocas no permeables. Dicha migración pudo
alcanzar distancias más o menos grandes, según los espesores de las rocas y el
medio a través del cual fluyó. En ocasiones llegó hasta la superficie, donde
paulatinamente se transformó en asfalto a medida que se evaporaron sus
componentes más volátiles.
Figura 1. Trampa estructural tipo falla y trampa estructural combinada
Cuando el petróleo que fluye queda impedido de seguir adelante en su migración,
empieza a acumularse en una roca especial, tipo sedimentaria, denominada "roca
acumuladora". Para ello debe existir una trampa subterránea, lo cual se produce si
el reservorio encuentra una barrera impermeable. Hay muchas clases de trampas
de petróleo, pero se les clasifica en general en trampas estructurales y trampas
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estratigráficas. Las estructurales son el producto de alguna deformación local
(como plegamientos, fallas o combinación de las dos) del reservorio y de la
cubierta. Las trampas estratigráficas se forman por procesos distintos de la
deformación estructural: Los restos de un arrecife coralino sepultados por
sedimentos permeables pueden formar una trampa; las capas sedimentarias
pueden cambiar lateralmente en composición litológica, o pueden desaparecer
para aparecer en otra parte como un diferente tipo de roca, tales cambios causan
a menudo una disminución en la porosidad creando posiblemente una trampa.
Otra roca impermeable denominada "roca cubierta" termina de cerrar el reservorio.
La combinación de la roca acumuladora, la trampa y la roca cubierta forma el
"yacimiento". Para que el yacimiento sea valioso, no basta con que el petróleo seacumule, es preciso que éste se encuentre en cantidades comercialmente
explotables.
Figura 2. Ejemplos de trampas estratigráficas
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El petróleo se encuentra generalmente acompañado por gas (mezcla de
hidrocarburos livianos) y agua. Debido a la diferencia de densidades, en un
yacimiento el gas se concentra en la parte superior, el petróleo en la parte
intermedia y el agua en el fondo.
1.2 LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO.
Saber que existen trampas de petróleo es una cosa, localizarlas es otra. Los más
importantes métodos para localizar petróleo son: el levantamiento aéreo, la
exploración geológica y la exploración geofísica. Los levantamientos aéreos se
usan para obtener un cuadro general del área a explorar. Estructuras importantesde superficie como anticlinales y fallas se pueden ver fácilmente. La exploración
geológica toma como base observaciones hechas sobre el afloramiento de capas
de roca en el área potencialmente productiva de hidrocarburos. Partiendo de esas
observaciones se hacen mapas geológicos detallados, en los cuales se muestra la
posición y forma de los afloramientos, así como descripciones de las
características físicas y contenido de fluidos en los lechos expuestos. El tercer
método de exploración es el más efectivo. La exploración geofísica implica el uso
de equipo de superficie para buscar estructuras subterráneas que puedan
contener petróleo. La principal de estas técnicas es la sísmica, la cual usa ondas
de impacto dirigidas desde superficie para localizar y describir formaciones
subterráneas. Otros métodos que existen, dependen de las propiedades
gravimétricas o magnéticas de la tierra.
1.3 PERFORACIÓN DE UN POZO.
Una vez que existe la posibilidad de que haya petróleo en cierto lugar, la única
forma de verificar su existencia y extraerlo es perforando. La mayoría de las
inversiones requeridas para perforar son hechas por grandes compañías
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petroleras, siendo la inversión tal, que en muchas ocasiones se requiere la
asociación de varias empresas especializadas en diferentes aspectos de la
perforación. Los pasos a seguir son:
Localizar donde se va a perforar el pozo (sitio exacto). Un pozo se clasifica
como exploratorio (“wild CAT”) si se perfora con el propósito de descubrir un
nuevo yacimiento, o de desarrollo si se perfora con el fin de explotar un
yacimiento conocido. Usualmente son los geólogos quienes recomiendan la
localización de los pozos exploratorios, mientras que el departamento de
ingeniería de yacimientos recomienda la localización de los pozos de
desarrollo.
Figura 3. Locación del pozo
El grupo de ingeniería de perforación se encarga de hacer los diseños
preliminares y la estimación de costos.
Usualmente para la perforación se contrata una compañía de serviciosespecializada en perforar. El departamento de ingeniería de perforación
entrega a la compañía contratada todas las especificaciones del trabajo. En
áreas donde los costos no pueden ser estimados con razonable exactitud, el
contrato se hace pagando por día ($/día). Si las experiencias previas han
mostrado lo rutinario de la perforación el contrato se hace pagando por pie
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perforado. En algunos casos, el contrato se basa en costo/pie hasta cierto
punto o formación, y en costo/día en adelante.
El siguiente paso es la preparación de la locación, la construcción de vías de
acceso y el traslado e instalación del equipo.
Figura 4. Pozo en perforación
Se construye el contrapozo.
Figura 5. Contrapozo
Se procede a perforar el pozo.
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1.4 PERFORACIÓN CON EL MÉTODO DE PERCUSIÓN O CABLE.
Este fue el primer método importante utilizado para perforar pozos de petróleo. Se
usó durante el siglo XIX y en las dos primeras décadas del siglo XX. Todavía se
usa hoy para perforar pozos de agua poco profundos en formaciones duras.
El método consiste esencialmente en perforar un pozo mediante golpes repetidos
con una broca fija a una sarta de perforación (un trozo largo de acero suspendido
de un cable de perforación). La sarta provee el peso necesario para forzar la
broca en el interior del suelo. El agujero se mantiene vacío, excepto por un poco
de agua en el fondo. Después de perforar unos pocos pies, se retira la broca y se
remueven los cortes con una "cuchara de achique" (un tubo abierto con una
válvula en el fondo). El método por cable es sencillo y barato pero solamente eseficaz para pozos superficiales por lo lento del proceso.
Figura 6. Perforación por percusión o cable
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2. PERFORACIÓN ROTATORIA
2.1 INTRODUCCIÓN.
Con pocas excepciones, todos los pozos petrolíferos y/o gasíferos perforados hoy
en día utilizan el método rotatorio, el cual fue introducido alrededor de 1.900. En
el se usa una broca cuya función es crear un agujero mediante la rotura de la roca
subterránea. La broca va fracturando la roca al tiempo que gira en la formación.
Cualquiera que sea el tipo de broca debe hacérsele rotar para que perfore. La
energía de rotación se transmite por medio de "la sarta de perforación", la cual
consta de porciones de tubería de acero de alta resistencia (tubería de
perforación) y de aproximadamente 30 pies de largo y de 3½ a 5 pulgadas de
diámetro. Cada tubo tiene una conexión especial de acero que puede transmitir el
torque y sin embargo ser conectada y desconectada rápida y repetidamente con
seguridad. A medida que se va perforando se va agregando nueva tubería de
perforación. Tubería de pared gruesa (lastra barrenas o collares) en el extremo
inferior de la sarta, inmediatamente por encima de la broca, provee el peso
necesario para perforar. La “kelly”, también forma parte de la sarta. Otras partes
del equipo son: la “swivel” que va unida al gancho, y éste a su vez a las poleas
viajeras y fijas.
Los cortes se llevan a superficie por medio del fluido de perforación, el cual se
hace circular por medio de una bomba. De un tanque en superficie se hace pasar
al interior de la kelly, la tubería de perforación, los collares y la broca, regresandopor la parte anular entre el hueco y la tubería, hasta llegar a superficie. Los cortes
que son arrastrados se depositan, y el fluido libre de éstos, recibe un tratamiento y
vuelve nuevamente a la circulación. El fluido de perforación debe tener ciertas
características para cumplir sus funciones.
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La sarta de perforación debe ser sacada cada vez que sea necesario cambiar la
broca, la cual se gasta con el uso. Para esta operación la tubería se saca de a 1,
2, ó 3 tubos dependiendo de la capacidad de la torre. Después del cambio de la
broca se baja nuevamente la tubería, y se pone en marcha la circulación del fluido.
Luego se pone en funcionamiento la broca.
La Figura 2 muestra las partes que componen un equipo de perforación rotatoria.
2.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN ROTATORIA.
Dependiendo de sí la perforación se desea hacer en tierra firme o en zonasacuosas (mares, lagos, ríos) los equipos de perforación adquieren diferentes
configuraciones, aunque sus componentes y principios de operación son los
mismos.
2.2.1 Equipos de perforación en tierra ("land rigs"). Los principales factores de
diseño de estos equipos son su portabilidad, en particular de la torre, y la máxima
profundidad de operación.
2.2.1.1 Equipos convencionales. La torre es armada y desarmada, parte por
parte, en el sitio exacto donde se va a perforar. En algunos casos se deja en este
sitio después de terminado el pozo. En la actualidad, debido a los altos costos, se
están construyendo de modo que puedan ser rehusadas. Los diferentes
componentes del equipo son montados sobre patines ("skid") para poder moverlos
fácilmente.
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Figura 7. Equipo de perforación rotaria
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2.2.1.2 Equipos móviles. Se pueden dividir como se muestra a continuación.
Torre levadiza ("jacknife" o "cantiléver"): La torre se arma por paquetes
utilizando pines, después de lo cual queda tendida sobre el suelo. Para
ponerla en pie se utiliza el sistema de levantamiento propio del equipo.
Mástiles portátiles ("portable mast"): La torre va montada sobre un
camión, en el que van también los motores y el malacate como una sola
unidad. En este caso la torre puede ser entera o telescópica. Estas últimas
son llevadas a la posición vertical y extendida por pistones hidráulicos. Los
mástiles portátiles se usan para profundidades moderadas.
Figura 8. Proceso de instalación de torre levadiza
2.2.2 Equipos de perforación en agua. En este caso los principales factores de
diseño son la portabilidad y la máxima profundidad del agua donde se puede
perforar.
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2.2.2.1 Equipos soportados en el fondo (1,8).
Plataformas: Son usadas tanto para perforación como para producción.
Normalmente la perforación de pozos de desarrollo costa afuera es hecha
desde plataformas fijas. Después de que los programas de exploración
indican que hay suficiente petróleo, de modo que se justifique la inversión,
una o más plataformas se construyen y desde ahí se perforan varios pozos
dirigidos. Esto último hace necesario que la plataforma se ubique en un sitio
tal que el campo se desarrolle lo mejor posible.
Las plataformas enterizas ("self-contained") se usan en aguas profundas.
Son plataformas montadas sobre pilotes de concreto, construidas en tamañosgrandes para dar espacio suficiente a todo el equipo y personal. Los costos
de instalación son altos y en caso de un reventón se pierde todo el equipo. El
uso de una combinación plataforma-barcaza ("tendered") es más económico
y de más fácil aplicación en áreas exploratorias. Una plataforma pequeña
contiene la subestructura, el malacate, la mesa rotaria y los motores. Una
barcaza adicional lleva el resto del equipo, la tubería, el agua dulce y los
alojamientos. Su ventaja es la movilidad y el bajo costo de instalación. Como
desventaja está la pérdida de tiempo por vientos y corrientes marinas, caso
en el cual la barcaza se debe alejar para evitar que choque con la plataforma.
En general, donde se va a instalar cualquier equipo soportado en el fondo se
debe hacer un estudio de suelos del área donde se va a localizar el equipo,
para poder establecer las condiciones de diseño de la estructura.
Normalmente, en estas mismas plataformas se instala el equipo de cabeza
de pozo o equipo de producción. Cuando la profundidad del agua es tal que
no se justifica económicamente la construcción de una plataforma, se utiliza
un equipo flotante para perforar el pozo y el equipo de producción se instala
en el fondo.
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Barcaza ("bargue"): También conocidos como equipos sumergibles.
Generalmente son usados para perforar en aguas tierra adentro (lagos,
pantanos, etc.) donde no existe la acción de las olas y la profundidad del
agua es máxima de 20 pies. La barcaza contiene el equipo completo y se
desplaza hasta hacer coincidir la abertura de la mesa con la proyección del
punto exacto donde se va a perforar. Luego la barcaza es inundada.
Completada la perforación, se bombea el agua y el equipo se puede trasladar
a otra locación. También se pueden usar en profundidades entre 20 y 40
pies, rellenando el sitio de la locación con grava para que la barcaza repose.
Plataforma auto elevadiza ("jack-up"): Son los equipos móviles másusados, de los soportados en el fondo. Consta de una plataforma que posee
en sus extremos unos tubos o patas corredizas que se pueden deslizar
libremente hacia arriba o hacia abajo, siendo accionado este movimiento por
medio de un "gato hidráulico". La plataforma se remolca a la locación con las
"patas" elevadas. Allí, "las patas" se bajan hasta el fondo fijando la
plataforma. El equipo puede ser levantado con el gato para evitar la acción
de las olas. Están limitados a profundidades de hasta 350 pies. El hecho deestar soportados en el fondo los hace menos vulnerables a condiciones
climáticas adversas.
Figura 9. Plataforma Jack-up y plataforma enteriza
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2.2.2.2 Equipos flotantes.
Equipos semisumergibles: Se conocen también como unidades de columna
estabilizada. Estos equipos pueden ser inundados como las barcazas, por lo
que pueden perforar flotando o soportados en el fondo. Sin embargo, los
modernos equipos semisumergibles son más caros que las plataformas auto
elevadizas, por lo que se usan en aguas de tal profundidad que es imposible
descansar el equipo en el fondo. Se usan en profundidades de hasta 6.000
pies. Algunos de estos equipos utilizan grandes motores para ser
posicionados dinámicamente sobre el hueco. Son muy usados en el mar del
Norte donde la acción de las olas es muy severa. Presentan una desventaja,
aunque son conocidos como los más estables de los equipos flotantes:cuando el equipo es cargado con la tubería y el material necesario para
perforar, el piso del equipo que está de 40 a 70 pies por encima del nivel del
agua pierde estabilidad y aumenta el peligro de zozobra.
Buques de perforación ("Drill Ship"): Son unidades completamente
móviles operadas en aguas profundas. La cuadrilla del buque debe
acompañar la cuadrilla de perforación lo que aumenta los costos, aunque sonmás baratos que los equipos semisumergibles. Su gran ventaja es la
facilidad para transportar el equipo de un pozo a otro, pero su uso se limita a
zonas donde la acción del mar no es muy severa. Con algunos buques se
logra perforar en profundidades de hasta 13.000 pies. Algunos de estos
equipos tienen forma de barcaza y deben ser remolcados. Para mejorar su
estabilidad poseen un sistema de lastre o anclaje, sin embargo su capacidad
para operar con vientos y olas fuertes es limitada.
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Figura 10. Thunder Horse, New Orleanses la mayor plataforma semisumergible jamás construida.
Figura 11. Buque perforador NeptuneDiscoverer
2.3 PARTES BÁSICAS DE UN EQUIPO DE PERFORACIÓN
Figura 12. Partes básicas de un equipo de perforación
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Aunque los equipos de perforación difieren en su apariencia y método de
despliegue, todos los equipos rotatorios tienen básicamente la misma
configuración. Los principales componentes de un equipo rotatorio son:
Generadores de potencia.
Sistema de levantamiento.
Sistema circulatorio del fluido de perforación.
Sistema rotatorio.
Sistema de control de pozo.
Sistema de monitoreo del pozo.
2.3.1 Generadores de potencia (1). La mayor parte de la potencia generada es
consumida cuando se baja o se levanta la tubería de perforación o de
revestimiento al pozo, y por el sistema circulatorio del fluido de perforación. Las
otras partes del equipo consumen muy poca potencia. Los motores son los centros
de generación de esta potencia para ser transmitida al malacate y a las bombas
del fluido de perforación. Estos gastos de potencia no ocurren al mismo tiempo y
los mismos motores pueden ser usados para las dos operaciones. Cada motorpuede generar entre 250 y 2.000 hp. La potencia total requerida por la mayoría de
estos equipos varía entre 1.000 y 3.000 hp. Los motores se instalan sencillos,
dobles o triples acoplados en serie. Los primeros motores usados fueron motores
a vapor, pero se desecharon por ser muy costosos. En los equipos modernos se
usan motores de combustión interna o motores eléctricos. Los eléctricos son más
costosos pues requieren suministro de potencia adicional, pero transmiten
fácilmente la potencia a las varias partes del equipo. Los motores de combustión
interna son los más usados en la industria del petróleo por su comodidad.
Un factor muy importante que se debe tener en cuenta es el consumo de
combustible, pues de esto depende la eficiencia del motor.
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HWCP f T (1)
Donde:
PT: potencia teórica desarrollada por el motor, hp (watt).
Wf: rata de consumo de combustible, lbm/hr (kgm/s).H: calor de combustión, BTU/lbm (J/kgm).
C: constante que depende de las unidades usadas = 3,934*10-4 (1.0).
Tabla 1. Propiedades de algunos combustibles (1).
Combustible Densidad
(lb/gal)
Calor de Combustión
(BTU/lbm)Diesel 7,2 19.000
Gasolina 6,6 20.000
Butano 4,7 21.000
Metano Gas 24000
Para calcular la eficiencia del motor se debe hacer el planteamiento que se
muestra a continuación. Cuando, por ejemplo, el motor transmite su potencia al
malacate se tiene que:
r **Fv*Ft
d*F=t
W=Pr
r *F* N*C*T*C=P 21r (2)
Donde:
Pr : Potencia usada por el malacate, hp (watt).
N: frecuencia de rotación del malacate, rev/min (rev/s).
: Velocidad angular, rad/min (rad/s).
V: velocidad de la línea, pie/min (m/s).
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T: torque, lbf-pie (J).
W: trabajo, lbf-pie (J).
r : radio del malacate, pie (m).
d: distancia, pie (m).
t: tiempo, min (s).
F: fuerza, lbf (N).
C1: constante que depende de las unidades usadas = 3,03*10-5 (1,0)
C2= constante que depende de las unidades usadas = 1,9*10-4 (1,0)
Finalmente, la eficiencia se calcula como:
T
r
PP
E (3)
Los motores se especifican por: Tipo, modelo, marca, serie, potencia según rpm,
sistema de acople, tipo de transmisión ("Compound", compuesta por clotches,
uniones, ejes, cadenas, y ruedas dentadas). Ejemplo (14):
Marca: Caterpillar Tipo: combustión interna.
Modelo: DC-1650 Serie: 452
POTENCIA RPM
400 1200
350 1000
300 800
200 600
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2.3.2 Sistema de levantamiento. Dos de las operaciones más comunes en
perforación son: conectar o adicionar nueva tubería a la sarta de perforación para
profundizar y hacer viajes de tubería. Esto último se refiere al proceso de remover
la sarta de perforación del hueco para cambiar una porción ensamblada dentro del
mismo (por ejemplo, cambio de la broca). Este sistema provee el medio para
realizar estas operaciones. Los principales componentes son: la torre, la
subestructura, el malacate, el juego de poleas y los elevadores.
Figura 13. Componentes del sistema de levantamiento
2.3.2.1 La torre ("Derrick"). Elemento que soporta las cargas en la operación y
da el espacio vertical necesario para bajar y sacar sartas de tubería al pozo.
Permite almacenar dichas sartas paradas y recostadas en tramos de 1, 2 ó 3
tubos (paradas sencillas, dobles o triples). Las torres pueden ser portátiles
(llamadas más comúnmente mástiles) o convencionales. Las convencionales se
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arman por lo general remachando unos a otros los miembros de la estructura y se
usan principalmente en áreas de formaciones duras o profundas. Las portátiles se
usan en pozos poco profundos por su comodidad en armar y desarmar, y por su
fácil transporte.
Figura 14. Algunos ejemplos de torres
Los principales factores que se tienen en cuenta en el diseño de una torre son:
Las cargas compresivas: la torre debe soportar con seguridad todas las cargas
que se vayan a usar en el pozo sobre el cual se coloca; es decir, debe resistirel colapso causado por las cargas verticales. Probablemente la carga máxima
vertical que se le impone se da al halar la sarta de perforación cuando ésta se
ha pegado en el pozo. El total de esta carga, excluyendo el peso de la torre,
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con un factor de seguridad de cuatro, es el llamado "capacidad de carga segura
API":
gt Wn
4nW (4)
Donde:
Wt: capacidad de carga segura API, lbf (N).
Wg: peso que cuelga del gancho más el peso del juego de poleas, lbf (N).
n: número de líneas enhebradas entre las poleas que van ancladas al
tope de la torre y el bloque viajero.
Las cargas al viento: la torre debe también diseñarse para soportar el empuje
máximo del viento al cual estará expuesta. El momento más crítico se presenta
cuando la velocidad del viento se ejerce perpendicularmente a la torre. Para
este caso se propone la siguiente ecuación empírica(1):
W C vv2 (5)
Donde:Wv: cargas al viento, lbf/pie2 (N/m2).
v : velocidad del viento, millas/hr (m/s).
C = constante que depende de las unidades usadas = 0,004 (0,4288).
También se debe considerar si la tubería está recostada sobre la torre.
Las torres se especifican por: altura máxima de la estructura desde el piso (100 -160 pies), capacidad de carga estática (500.000 - 2'000.000 lbf) y tipo). Ejemplo
(14):
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Marca: Dreco Tipo: Mástil levadizo
Modelo Altura (pies) Base(pies) Capacidad (Lbf)
M09712-420 97 12x12 420000
M12713-420 127 13.6x13.6 420000
M13321-700 133 15x15 550000
2.3.2.2 La subestructura. Andamiaje sobre el cual se colocan la torre, los
motores, la consola de mando, y sobre el cual se para la tubería que se recuesta a
la torre. En ella va siempre instalada la mesa rotaria que se ubica encima del
centro del pozo. En su interior se instalan las válvulas preventoras de reventones.
La subestructura debe ser lo suficientemente fuerte para soportar con seguridad
las cargas a las que está sometida y tener altura suficiente para dar cabida a las
preventoras y al personal.
Figura 15. Subestructura
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Se especifican por: dimensiones (ancho, largo, altura), capacidad de carga
estática, y por su tipo (Fija: hecha en una sola estructura, Telescópica: de altura
variable, y "Box on box": armables en secciones o paquetes). Ejemplo: Fija, 8 pies
de altura, 36 pies de longitud, 7 pies de ancho y 430.000 lbf de capacidad de
carga estática.
2.3.2.3 El malacate ("Draw-works"). Pieza clave del equipo que recibe la
potencia de los motores. Sus partes principales son:
El tambor: transmite el torque requerido para subir o bajar las sartas, y
almacena el cable de perforación.
La transmisión: provee el medio necesario para cambiar fácilmente la dirección
y la velocidad del bloque viajero.
Los cabezas de gato: son dos cilindros ubicados en los extremos del malacate,
con los cuales se realizan operaciones de apretar o soltar conexiones de la
sarta.
El freno hidrométrico: freno hidráulico que se usa cuando se baja tubería para
disminuir su velocidad
Consola de mando: en ella, el perforador maneja el malacate.
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Figura 16. Malacate y sus partes
El malacate se especifica por: potencia de entrada y potencia de entrega, tamaño
del tambor, tipo de transmisión y dimensiones.
2.3.2.4 Juego de poleas. Está compuesto por el bloque o corona, el bloque
viajero, el gancho y el cable de perforación.
Figura 17. Componentes del juego de poleas
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Bloque o corona ("Crown Block"): Conjunto de poleas fijas ancladas en el
tope de la torre, a través de las cuales pasa el cable que hace subir o bajar las
poleas viajeras. A mayor número de poleas menor es la eficiencia del malacate
Se especifican por: marca, tamaño de las poleas (diámetro), tamaño de las
ranuras y capacidad de carga dinámica.
Bloque viajero ("Traveling block"): Conjunto de poleas adyacentes montadas
en una cubierta de lámina. Va acoplado, en su parte inferior, al gancho
formando un solo conjunto. Se especifica por: tamaño de las poleas, número
de poleas que contiene, tamaño de ranura y capacidad de carga.
Gancho ("Hook"): va unido al bloque viajero y de él se cuelga la sartamediante los brazos y el elevador, o mediante la "swivel". Se especifican por la
marca, el tipo (ganchos para trabajos livianos y ganchos para trabajos pesados)
y la capacidad de carga.
Cable de perforación ("Drilling line" o "Wire rope"): elemento de alambres
de acero trenzados con núcleo de fibra o de acero. Está formado por hilos que
forman torones y por un núcleo. Se fabrican armando alambres de menordiámetro en torones, los que a su vez se retuercen alrededor de un alma de
acero para formar el cable.
Figura 18. Partes del cable de perforación
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El trenzado de un cable describe la dirección en la que los alambres y los
torones están envueltos. Existen arreglos típicos:
Tendido regular-derecho: los torones se enrollan a la derecha (torcidos en
dirección de la mano derecha cuando se ven desde una punta), y los alambres
que forman cada torón se dirigen en sentido contrario a la dirección en que se
enrollan los torones.
Tendido regular-izquierdo: los torones se enrollan a la izquierda, y los alambres
en cada torón se dirigen en sentido contrario.
Tendido derecho-derecho: tanto los torones como los alambres que conformanéstos, van enrollados hacia la derecha.
El cable se enhebra a través de las poleas viajeras y la corona, con una punta
amarrada al malacate y otra pasando por el anclaje al tambor de reserva. La
porción de cable que se mueve entre el malacate y la corona se denomina
“línea viva” y la que llega al anclaje se denomina “línea muerta”. Para cumplir
sus funciones, el cable debe tener las siguientes propiedades:
Resistencia: depende del acero y del diámetro o calibre.
Flexibilidad: depende del mayor o menor número de alambres por torón.
Elasticidad: factor de seguridad adicional para cuando es sometido a cargas
imprevistas. Se obtiene con longitud y clase de trenzado.
Resistencia a la abrasión: aumenta con el área expuesta a las poleas.
Resistencia a la deformación: se debe al exceso de carga. Los más resistentes
son los de alma de acero.
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El cable se especifica por (1): Tipo de trenzado, número de torones, número de
hilos por torón, tipo de núcleo y tamaño (diámetro) medido entre torones
opuestos. En perforación se usan cables de 1 1/8 pulgada, 1 1/4 pulgada, 1 1/2
pulgada, 1-3/4 pulgada, 2 pulgadas, 6x19 alma de acero. La tabla 2 muestra
las propiedades de los cables de perforación más usados (6x19).
Tabla 2. Propiedades de los cables de perforación (6x19) más usados (1).
Diámetro nominal
(pulg)
Masa
(lbm/pie)
Resistencia nominal
(lbf)
1-1/8 2,34 113.0001-1/4 2,89 138.800
1-1/2 4,16 197.800
1-3/4 5,67 266.000
2 7,39 344.000
Con el movimiento arriba y abajo de las poleas, el cable efectúa trabajo. Estetrabajo se calcula y se acumula en Toneladas-milla con el fin de correr el cable y
cambiar los puntos de contacto con las poleas o de fricción con el tambor del
malacate. Por esta razón se elabora un programa de corrida y corte de cable para
aprovechar al máximo su trabajo. Las Toneladas-milla se calculan cada que se
hace un viaje o se corre revestimiento, incluyendo el trabajo realizado mientras se
perfora. Estas Toneladas-milla calculadas se van acumulando y cada
determinada cantidad de trabajo se corre el cable una determinada cantidad de
pies. Periódicamente se corta lo que se ha corrido. Generalmente se efectúan 3 ó
4 corridas de longitudes entre 20 y 40 pies y se corta el exceso de cable en la
última. Es práctica común en equipos grandes, correr 21 pies de cable cada 500
Toneladas-milla y cortar 84 pies al final de la cuarta corrida. Para “correr” el cable,
se descarga el bloque viajero sobre la subestructura, se le quita el seguro al
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anclaje y se enrolla en el malacate la longitud de cable que se desea correr; por
último se asegura nuevamente el anclaje. De esta forma se cambian los puntos
de contacto del cable con las poleas.
El API recomienda las siguientes fórmulas para calcular el trabajo realizado por el
cable de perforación (2), mientras se perfora y durante un viaje de tubería:
Tm H E H K H K v 1 2 (6)
BWCLX
XCMCCK
BWCK
aa
5432
a11
B C m1 2 (7)
Donde:
Tmv : trabajo hecho por el cable en un viaje completo de tubería a la
profundidad H, Toneladas-milla (J).B : factor de boyanza para el acero (asume acero = 65,6 lbm/gal).
m : Densidad del fluido de perforación, lbm/gal (Kgm/m3 ).
Ca : peso de los collares en el aire, lbf/pie (N/m).
Wa : peso de la tubería de perforación en el aire, lbf/pie (N/m).
H : profundidad del hueco, pies (m).
E : longitud de una parada de tubería, pies (m).
L : longitud total de los collares, pies (m).M : peso total de las poleas, el gancho y el elevador, lbf (N).
Las ecuaciones 6 y 7 utilizan loas siguientes constantes de conversión de
unidades:
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C1= 0,0000000946 (0,042).
C2= 0,015 (8,346x10-6).
C3= 0,000000379(8,9).
C4= 1(0,2246).
C5= 0,5(1,1023).
Tm Tm TmP V V3 2 1 (8)
Donde:
Tmp : trabajo realizado al perforar entre una profundidad H1 y otra H2,
Toneladas-milla (J).
2.3.2.5 Elevador ("Elevator"). Accesorios colocados al gancho por medio de
unos brazos y formados por dos secciones para abrir y cerrar de forma que
puedan abrazar el cuello de los tubos. Pueden ser de hueco recto o de hueco
cónico (18 ), o de cuñas para cuellos lisos. Se especifican por su marca, tipo y
capacidad de carga. Los brazos del elevador (“links”) son una pareja de
elementos cilíndricos con ojos en sus extremos para conectar al gancho arriba y al
elevador abajo; se especifican por: distancia entre ojos, diámetro del cuerpo y
capacidad de carga.
2.3.2.6 Cálculos necesarios sobre el sistema de levantamiento. La principal
función del juego de poleas es proporcionar una ventaja mecánica que permita
manejar fácilmente grandes cargas.
Sea:
VMT = W/Fv (9)
Donde:
VMT : ventaja mecánica teórica = W/Fv.
W : peso que cuelga del gancho, lbf (N).
Fv : tensión en la línea viva, lbf (N).
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Si no hay fricción, W = nFv, donde n es el número de líneas que pasan por el
bloque viajero (el uso de 6, 8, 10 ó 12 líneas es común dependiendo de la carga):
VMT = n (10) Por otro lado se tiene:
P F V
P WV
E P P
i v v
h h
h i/
Donde:
Pi : potencia de entrada al juego de poleas, hp (watt).
Ph : potencia de salida o potencia del gancho, hp (watt).
E : eficiencia del juego de poleas.
Vv, Vh : Velocidad de la línea viva y del gancho respectivamente, pie/min (m/s).
Figura 19. Diagramas de cargas del bloque viajero y el bloque corona
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Teniendo en cuenta que Vv= nVh y despreciando la fricción, se puede mostrar que
E=100%. Sin embargo, la fricción entre el cable y las poleas existe y debe tenerse
en cuenta. Valores aproximados de la eficiencia del juego de poleas se muestran
en la tabla 3. En general, se puede usar una disminución en la eficiencia del 2%
por cada línea.
Tabla 3. Eficiencia promedio del juego de poleas (1).
n E
6 0,874
8 0,841
10 0,810
12 0,770
14 0,740
Considerando la fricción, tenemos que W es diferente de nFv y por tanto:
EP
P
W V n
F V
W
F n
h
i
v
v v v
F W
Env
(11)
Ahora si Pi es la potencia de entrega del malacate:
E
WVCVFP hvvi (12)
C: constante de conversión de unidades = 3,03*10-5 (1,0)
Con la ecuación 12 se puede calcular la tensión de la línea viva, lo que me sirve
para seleccionar el cable de perforación.
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Otro factor que se debe tener en cuenta es la distribución de cargas sobre la torre.
Debido al arreglo del juego de poleas, las cargas impuestas a la torre son
diferentes a las cargas que soporta el gancho.
La carga impuesta a la torre (Fd) es:
Fm: tensión de la línea muerta, lbf (N).
La fricción con las poleas restringe el movimiento de la línea viva,
incrementándose la carga sobre la torre desde W/n en la primera polea (línea
muerta) hasta W/En en la última (línea viva). Esto es, Fv = W/En y Fm = W/n, de
donde:
WEn
EnE1
n
W
En
WWFd (13)
La carga impuesta a la torre no se distribuye por igual en todas las patas de ésta.
Generalmente el malacate se localiza en un lado del piso de la torre y la tensión
de la línea viva se distribuye solamente en dos de sus patas mientras que el efecto
de la tensión de la línea muerta solo se siente en la pata a la cual está amarrada.
Para este arreglo las cargas se distribuyen como se muestra en la tabla 4 y en la
figura 14, donde el malacate se ubica entre las patas 1 y 2, y la línea muerta se
amarra a la pata 4.
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Tabla 4. Distribución de cargas en las patas de la torre.
Carga total Carga A Carga B Carga C Carga D
Gancho W W/4 W/4 W/4 W/4
Línea viva W/En -- -- W/2En W/2En
Línea muerta W/n W/n -- -- --
Total Fd W(n+4)/4n W/4 W(En+2)/4En W(En+2)/4En
Figura 20. Distribución de las cargas en la subestructura
Otro cálculo importante es el de la eficiencia de la torre (Ed) a partir de la
capacidad de carga segura API (Ecuación 4):
4nE
11nE
W
FE
t
d
d (14)
2.3.3 Sistema circulatorio de lodo. La principal función del sistema circulatorio
del fluido de perforación es la remoción de los cortes de roca del hueco a medida
que la perforación progresa. El fluido de perforación más común es una
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suspensión de arcilla y otros materiales en agua, y se denomina lodo de
perforación.
Figura 21. Sistema circulatorio del fluido de perforación
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El fluido de perforación sigue el siguiente recorrido (Figura 20):
De los tanques de succión a las bombas de lodo.
De las bombas sale a alta presión, y pasa por las conexiones en superficie
hasta la sarta de perforación.
Por el interior de la sarta hasta la broca.
A través de las boquillas de la broca, y de éstas por el espacio anular entre elhueco y la sarta de perforación, saliendo a superficie.
A través del equipo para remover contaminantes, hasta el tanque de succión.
2.3.3.1 Bombas de lodo ("Mud Pumps"). Son accesorios que impulsan el fluido
de perforación a presión y volúmenes deseados. Con excepción de algunos tipos
experimentales, se usan las bombas reciprocantes tipo pistón de desplazamiento
positivo. Las ventajas de estas bombas son:
Habilidad para manejar fluidos con alto contenido de sólidos, muchos de loscuales son abrasivos.
Facilidad de operación y mantenimiento.
Amplio rango de volúmenes y presiones, usando diferentes camisas ypistones.
Habilidad para bombear partículas sólidas.
Son muy seguras.
En general, son de dos cilindros y dos pistones ("duplex") o de tres cilindros y tres
pistones (triplex). En las bombas "dúplex", mientras los pistones se mueven hacia
adelante descargan fluido y lo succionan por detrás, al regresar sucede lo
contrario; por esta razón se dice que son de "doble acción". En las bombas triplex,
los tres pistones únicamente descargan fluido en el camino de ida, y lo succionan
al regresar, por ello se denominan de "acción sencilla". Las bombas triplex son
más livianas y compactas, por lo que son relativamente más usadas.
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Para los dos tipos de bomba, la velocidad a la que se mueven los pistones
determina la cantidad de fluido que puede manejar. Esta velocidad se mide en
emboladas o "strokes" por minuto, donde una embolada corresponde a una ida y
vuelta del pistón. Los "SPM" ("strokes" por minuto) que pueda desarrollar la
bomba dependen de la potencia de los motores y del sistema de transmisión.
Generalmente se instalan dos bombas son instaladas en el equipo. Para la
mayoría de los huecos de superficie ambas bombas son usadas en paralelo para
poder alcanzar los grandes volúmenes de bombeo requeridos. En la parte más
profundas del pozo solamente se necesita una bomba y la primera se mantiene en
“stand-bye”, para ser usada cuando la otra requiere de mantenimiento. Lasbombas reciben la potencia de los motores del malacate por transmisión con
cadenas o correas (bandas), o tienen acoplado su propio motor. Se especifican
por: marca, modelo, tipo, máxima presión y máximo caudal entregado con cada
tamaño de camisa (diámetro interno del cilindro), máximo tamaño de camisa y
recorrido (longitud) del pistón. Ejemplo (14):
Marca: Continental Emsco Tipo: Dúplex 7-1/2"x18"x3 1/2".
Modelo: DC-1650 SPM)Máx: 70
Pot. Entrada: 1925 hp. Pot. Salida: 1636 hp.
Diámetro camisa (Pulg.) Caudal máx.(gal/min) Presión máx. (lpc)
7 ½ 859 3.262
7 ¼ 798 3.520
7 734 3.817
6 ¾ 676 4.146
6 ½ 619 4.530
6 ¼ 565 4.960
6 512 5.469
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La eficiencia de una bomba será el producto de la eficiencia mecánica y la
volumétrica. La eficiencia mecánica puede ser del 90%, mientras la volumétrica
puede acercarse mucho a 100%. Generalmente son más eficientes las bombas
"triplex".
Figura 22. Bomba de lodo “triplex”
Para determinar el caudal o volumen de fluido por unidad de tiempo que puede
manejar una bomba, es necesario conocer: la longitud del pistón (S), el diámetrode la camisa (D), el diámetro de la varilla del pistón (d), el número de emboladas
por minuto (N) y la eficiencia volumétrica (Ev). Si la bomba es de doble acción,
cuando el pistón viaja de un extremo a otro y regresa, desplaza un volumen
equivalente a:
4
2D S +
42 2
D d S
Así, el volumen total desplazado en un ciclo ("stroke") de la bomba, será:
4 2 2 2D d S
-
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51
Si además, la bomba es dúplex (dos pistones), el volumen que desplaza en N
emboladas, para una eficiencia volumétrica EV es:
V
22
NEd2DS4
2π
Q
NF NEd2DCSQ bV22 (15)
Donde:
Q: caudal o galonaje de la bomba, gal/min (m3/s).
S: recorrido del pistón, pulg (m).
D: diámetro de la camisa, pulg (m).
d: diámetro de la varilla del pistón, pulg (m).
N: número de strokes, st/min (st/s).
Ev: eficiencia volumétrica, fracción.
Fb: factor de la bomba, gal/st (m3/st).
C: constante de conversión de unidades = 0,0068 (1,5708).
Si la bomba es triplex de acción sencilla, se puede mostrar que:
Q SD NEV
3
42
Q CSD NE F NV b2 (16)
Donde:
C: constante de conversión de unidades = 0,0102 (2,3562).
También se puede conocer la potencia hidráulica desarrollada por la bomba:
(17)
Donde:
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HP: potencia de la bomba, hp (watts)
P=Ps-Pd: presión ganada en la bomba, lpc (Pa)
Pd: presión de descarga, lpc (Pa)
Ps: presión de succión, lpc (Pa)
C: constante de conversión de unidades = 1.714 (1,0)
Si la presión de succión de la bomba es esencialmente la presión atmosférica, la
caída de presión a través de ella es prácticamente la presión de descarga.
Para una potencia hidráulica dada, la presión máxima de descarga y la rata de
flujo se pueden cambiar variando el número de “strokes” o el diámetro de la
camisa. Una camisa pequeña desarrolla altas presiones pero bajos volúmenes de
flujo. Circulando caudales pequeños, se reduce la potencia necesaria y como es
obvio, el combustible. Debido a problemas de mantenimiento del equipo,
presiones cercanas a 3.000 psig, pocas veces se desarrollan. Al Perforar con altas
presiones y altos caudales se requiere mayor potencia, aumentando con ello el
desgaste de la parte hidráulica de la bomba y por lo tanto los costos. El operador
generalmente establece la presión máxima de trabajo que, en su concepto, le
permitirá una operación económica.
2.3.3.2 Conductos en superficie. El lodo sale de las bombas y debe llevarse
hasta el interior de la sarta de perforación. Los conductos que comunican estas
partes son:
Tubería de pared gruesa que comunica la bomba con el "manifold" colocado enel piso del equipo. A la salida de la bomba se coloca una cámara que contiene
aire, separada del fluido de perforación por un diafragma. Esta cámara se
coloca en la tubería de descarga para evitar las cargas de impacto sobre ésta,
resultado del flujo pulsante del fluido de perforación. La línea de descarga
contiene también una válvula de alivio de presión para prevenir la ruptura de la
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línea, en caso de que se accione la bomba estando las válvulas cerradas, o de
algún taponamiento.
El "manifold" que consiste de un juego de válvulas que me permiten llevar el
fluido de perforación desde y hasta donde se desee.
El "stand pipe" y la manguera rotaria ("rotary hose") permiten una conexión
flexible con la sarta, para lograr un movimiento vertical libre de ésta. La
manguera rotaria es un elemento tubular de caucho (varias lonas) con alma de
acero (varias mallas), flexible y de alta resistencia a la presión interna. Permite
el paso del lodo del "stand pipe" a la "swivel", a la cual se conecta en el cuello
de ganso. Se acopla con uniones de golpe y su longitud varía entre 40 y 50pies. El "stand pipe" se une a las tuberías de superficie con una manguera
flexible, la cual además de permitir una fácil conexión con el "stand pipe" ayuda
a absorber el flujo pulsante del fluido de perforación.
La línea de retorno (“Flow line”) comunica el anular del pozo con los tanques de
lodo. A través de ella retorna a superficie el fluido de perforación procedente del
pozo.
2.3.3.3 Tanques de Lodo ("Mud tanks").
Son depósitos metálicos donde se almacena el fluido de perforación. Son tanques
rectangulares abiertos por encima y divididos en compartimientos con
capacidades entre 100 y 500 bls.
Tanque de descarga. Es el tanque donde primero cae el fluido procedente del
pozo en su ciclo circulante, a través del "flow line". En él se instala el equipo de
control de sólidos.
Rumba ("shale shaker"): saca los cortes de mayor tamaño, al pasar el lodo
por una malla vibratoria. Puede ser sencilla, doble o triple.
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Figura 23. Shale shaker
Desarenador ("Desander"): elimina partículas de arena por efecto de la fuerza
centrífuga al pasar el lodo a presión por unos conos o hidrociclones (2 ó 4
conos).
Desarcillador ("Desilter"): elimina las partículas sólidas de tamaño limo al
pasar el lodo a presión por hidrociclones de menor tamaño (generalmente 12
conos).
Desgasificador ("Degasser"): es un separador de gas que desgasifica el lodo
por acción del impacto o vacío.
Figura 24. Desilter & Mud Cleaner
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Tanque de sedimentación y reserva. En éste se termina de purificar el fluido
de perforación. Lleva instalado, por lo general, un limpiador de lodo ("mud
cleaner") cuya función es eliminar partículas de tamaño micrón. Semejante al
Desarcillador pero con una malla más fina.
Tanques de succión. Es el tanque donde se acondiciona químicamente el
lodo. Posee un compartimiento (compartimiento de la píldora) donde se
preparan baches para perforaciones especiales. Tiene instaladas las tolvas de
mezcla ("mud hopper").
Piscina de lodo. Es un tanque de reserva construido en tierra. Almacena
fluido de perforación contaminado y cortes de perforación. También se usapara almacenar fluidos de formación producidos durante la perforación. Por
consideraciones ambientales, la piscina se aísla con un plástico especial o con
una lechada de cemento, para prevenir la contaminación de aguas
subterráneas
Figura 25. Piscinas de desecho
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2.3.4 Sistema rotatorio. Este sistema incluye todo el equipo usado para
imprimirle rotación a la broca. Las principales partes de este sistema son: la
“swivel”, la “kelly”, la transmisión de rotación a la mesa, la mesa rotaria, y la sarta
de perforación (Figura 26).
Figura 26. Sistema rotatorio
2.3.4.1 .La “Swivel”. Elemento clave. Contiene una unión giratoria que soporta
el peso de la sarta y permite el paso del fluido de perforación al interior de la
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misma, al tiempo que le posibilita girar, sin que el juego de poleas rote. Se cuelga
del gancho mediante un accesorio en “U” y recibe el lodo procedente de la bomba
a través de la manguera rotaria, conectada en el cuello de ganso. La swivel se
especifica según su capacidad de carga.
2.3.4.2 La “kelly”. Primer tubo que se conecta por debajo de la “swivel”.
Transmite la rotación a la sarta por su configuración externa de caras planas
(barra cuadrada o hexagonal) y permite el paso del fluido de perforación de la
swivel a la sarta de perforación. La mesa rotaria le transmite el torque a la “kelly”
a través del”kelly bushing” o adaptador, el cual se conecta a la mesa rotaria en la
caja de la mesa o “master bushing”. La rosca de la “kelly” es derecha en la parte
baja e izquierda en la parte superior para permitir la normal rotación de la sarta deperforación. Un substituto (“kelly saver sub”) es usado entre la “kelly” y la sarta
para proteger la rosca inferior del desgaste. Se especifica por: Tipo, longitud y
distancia entre caras opuestas.
2.3.4.3 Mesa rotaria (“Rotary table”). Transmite la rotación a la “kelly”. La
abertura de la mesa rotaria donde se conecta el”master bushing”, debe ser de un
tamaño tal que permita el paso de la mayor broca que se va a correr en el pozo.
Además, la parte interna del “master bushing” tiene f orma cónica para aceptar
cuñas, las cuales agarran la sarta de perforación para prevenir que la tubería se
vaya al hueco en el momento de adicionar o retirar un tubo de la sarta. La mesa
lleva una grapa (“perro”) para asegurarla al soltar un tubo con las llaves, sin él la
mesa girará con la llave por la libertad de rotación que ésta ofrece. La potencia
puede transmitirse a la mesa directamente o sacarse del malacate por transmisión
con cadenas y ejes. Entre la mesa rotaria y la transmisión se coloca a su vez una
transmisión hidráulica, para prevenir cargas de impacto y torques excesivos. Un
torque excesivo puede traer como consecuencia una falla por torsión, con el
consecuente rompimiento superficial de la sarta de perforación. La mesa rotaria
se identifica por el máximo tamaño de broca que puede pasar a través de ella y
por sus dimensiones.
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Figura 27. Mesa rotaria
2.3.4.4 La sarta de perforación (”Drill String”)”.
Tubería de perforación (”Drill pipe”). La mayor parte de la sarta está
compuesta de tubería de perforación. Son elementos tubulares de alta
resistencia a los esfuerzos, torneados en caliente y sin costura. El API clasifica
los tubos de perforación de acuerdo a su diámetro externo, peso nominal, grado
de acero, y rango o longitud.
Los diámetros externos más comunes son 2-7/8, 3-1/2, 4-1/2, 5, 5-1/2 pulgadas.
De éstos los más usados son 3-1/2 y 4-1/2, rango 2 (entre 27 y 32 pies de
largo). Dado que cada tubo tiene una longitud propia, cada uno debe ser
medido y registrado para conocer la profundidad total real. En cuanto al grado
de acero, las tuberías se fabrican de composición variada para proporcionarles
diversas categorías de resistencia al material. Los grados de acero más
comunes son N80, C75, D, E, X95, G105, S135 Y V150. Las dimensiones ypropiedades de algunos tipos de éstas tuberías se encuentran en las tablas 5 y
6. Los tubos también se pueden clasificar, de acuerdo a su desgaste, en tubería
nueva y tipo Premium. Estos últimos son clase 1 (de 0 a 20 % de desgaste),
clase 2 (de 20 a 30 % de desgaste) y clase 3 (mas de 30 % de desgaste).
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Para armar la sarta de perforación, los tubos se unen unos a otros en los”tool
joint” o uniones. Cada tubo tiene una unión en cada extremo; la primera termina
en caja y la segunda en pin. La unión va soldada integralmente al cuerpo del
tubo (”Integral Joint”) y tiene un diámetro externo mayor. Las uniones también
se especifican por su tipo de rosca. La configuración de éstas es variada por
cambios en el buzamiento o conicidad de la rosca, por cambios en la geometría
de los hilos (crestas, valles, hilos planos, etc.) y por variación en el número de
hilos por pulgada y en la longitud de la rosca. Ejemplos: API regular, FH (”Full
Hole”), XH (” Extra Hole”), SH (”Slim Hole”), IF (“Internal Flush”). Generalmente,
los tubos son de rosca redonda. La rosca en”V” fue usada, pero presenta fallas
frecuentes debido a la concentración de esfuerzos en su base. Algunas veces
la cara externa de la unión se recubre con carburo de tungsteno para reducir eldesgaste por la fricción del tubo con las paredes del hueco cuando está
rotando.
Ensamblaje de fondo o “BHA” (“Bottom Hole Assembly”). Termina de
completar la sarta de perforación y está conformada por los collares de
perforación, los acoples y los estabilizadores, entre otros elementos.
Collares de perforación (”Drill collar ”). También se denominan lastra
barrenas. Son tubos pesados de pared gruesa que se conectan por encima de
la broca con el propósito de proporcionar el peso requerido para el avance del
hueco. La tubería de perforación debe mantenerse siempre en tensión, por lo
que el peso sobre la broca debe proceder únicamente de los collares (trabajan
en compresión). Las roscas de los collares son hechas con torno en el cuerpo
del tubo. La superficie externa de éstos puede ser lisa o acanalada. También
se especifican por su diámetro externo, peso, grado de acero y longitud, (tabla
7).
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Figura 28. Sarta de perforación
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Tabla 5. Resistencia a los esfuerzos de tubos de perforación API (1).
DIMENSIONES RESISTENCIA AL
COLAPSO *
(lpc)
RESISTENCIA AL
ESTALLIDO*
(lpc)
RESISTENCIA A
LA TENSIÓN*
(1000 lbf)
Diámetro
Externo
(pulg)
Peso
Nominal
(lbf/pie)
D E G
**
D E G D E G
2-3/8 4,85 6850** 11040 13250 7110 10500 14700 70 98 137
2-3/8 6,65 11440 15600 18720 11350 15470 21660 101 138 194
2-7/8 6,85 10470 12560 9910 13870 136 190
2-7/8 10,40 12110 16510 19810 12120 16530 23140 157 214 300
3-1/2 9,50 10040 12110 9520 13340 194 2723-1/2 13,30 10350 14110 16940 10120 13800 19320 199 272 380
3-1/2 15,50 12300 16770 20130 12350 16840 23570 237 323 452
4 11,85 8410 10310 8600 12040 231 323
4 14,00 8330 11350 14630 7940 10830 15160 209 285 400
4-1/2 13,75 7200 8920 7900 11070 270 378
4-1/2 16,60 7620 10390 12470 7210 9830 13760 242 331 463
4-1/2 20,00 9510 12960 15560 9200 12540 17560 302 412 577
5 16,25 6970 8640 7770 10880 328 459
5 19,50 7390 10000 12090 6970 9500 13300 290 396 554
5-1/2 21,90 6610 84440 10350 6320 8610 12060 321 437 612
5-1/2 24,70 7670 10460 12560 7260 9900 13860 365 497 696
5-9/16 19,00 ** 4580 5640 5090 6950 267 365
5-9/16 22,20 ** 5480 6740 6090 8300 317 432
5-9/16 25,25 ** 6730 8290 7180 9790 369 503
6-5/8 22,20 ** 3260 4020 4160 5530 307 418
6-5/8 25,20 ** 4010 4810 6160 4790 6540 9150 359 489 685
6-5/8 31,90 ** 5020 6170 6275 8540 463 631
* Estos valores no consideran factores de seguridad.
** Tubería no API.
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Tabla 6. Dimensiones de los principales tubos de perforación, API (3).
Diámetro
Externo
(pulg)
Peso
Nominal
(lbf/pie)
Diámetro
Interno
(pulg)
Diámetro útil para
desplazamiento de
herramientas
(pulg)
2-3/8 4,85 1,995 1,437
2-3/8 6,65 1,815 1,125
2-7/8 6,85 2,441 1,875
2-7/8 10,40 2,151 1,1873-1/2 9,50 2,992 2,250
3-1/2 13,30 2,764 1,875
3-1/2 15,50 2,602 1,750
4 11,85 3,476 2,937
4 14,00 3,340 2,375
4-1/2 13,75 3,958 3,156
4-1/2 16,60 3,826 2,812
4-1/2 20,00 3,640 2,812
5 16,25 4,408 3,750
5 19,50 4,276 3,687
5-1/2 21,90 4,778 3,812
5-1/2 24,70 4,670 3,500
5-9/16 19,00 4,975 4,125
5-9/16 22,20 4,859 3,812
5-9/16 25,25 4,733 3,500
6-5/8 22,20 6,065 5,187
6-5/8 25,20 5,965 5,000
6-5/8 31,90 5,761 4,625
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Tabla 7. Peso en lbf/pie de diversos tipos de collares de perforación (3).
DiámetroExterno(pulg)
Diámetro Interno (pulg)1 1-1/4 1-1/2 1-3/4 2 2-1/4 2-1/2 3 3-1/4 3-1/2 3-3/4 4
2-7/8 19 18 163 21 20 18
3-1/8 23 22 203-1/4 26 24 223-1/2 30 29 273-3/4 35 33 32
4 40 39 37 35 32 29
4-1/8 43 41 39 37 35 324-1/4 46 44 42 40 38 354-1/2 51 50 48 46 43 414-3/4 54 52 50 47 44
5 61 59 56 53 50
5-1/4 68 65 63 60 575-1/2 75 73 70 67 64
5-3/4 82 80 78 75 72 64 606 90 88 85 83 79 72 68
6-1/4 98 96 94 91 88 80 76 72
6-1/2 107 105 102 99 96 89 85 806-3/4 116 114 11 108 105 98 93 89
7 125 123 120 117 114 107 103 98 93 847-1/4 134 132 130 127 124 116 112 108 103 937-1/2 144 142 139 137 133 126 122 117 113 102
7-3/4 154 152 150 147 144 136 132 128 123 1128 165 163 160 157 154 147 143 138 133 122
8-1/4 176 174 171 168 165 158 154 149 144 1338-1/2 187 185 182 179 176 169 165 160 155 150
9 210 208 206 203 200 192 188 184 179 174
9-1/2 234 232 230 227 224 216 212 209 206 1989-3/4 248 245 243 240 237 229 225 221 216 211
10 261 259 257 254 251 243 239 235 230 225
11 317 315 313 310 307 299 295 291 286 28112 379 377 374 371 368 361 357 352 347 342
-
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Acoples o sustitutos. Me permiten unir dos roscas diferentes en cuanto a tipo
o diámetros. Pueden ser: caja-pin, caja-caja y pin-pin. Se conocen también
como “crossover”. Uno de los sustitutos más comunes es el “bit-sub” el cual
une la broca con los collares; es un acople caja-caja.
Tubería de perforación pesada (“Heavy weight drill pipe”). Son tubos de
perforación de pared gruesa (menor diámetro interno que los normales).
Poseen abultamientos externos en el cuerpo del tubo y sus uniones son mas
largas. Pueden trabajar en compresión o en tensión y se colocan entre la
tubería de perforación y los collares, para suavizar el cambio de rigidez y de
diámetro externo en la sarta.
Figura 29. Tubería de perforación pesada
Estabilizadores (“Stabilizer sub”). Ayudan a mantener el hueco recto y
permiten que el BHA baje centrado. Son unos tubos cortos con aletas que le
dan un diámetro mayor. Se aconseja usar tres o más estabilizadores,
-
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distribuidos en la sarta. Generalmente se colocan cerca de la broca o en los
collares.
Figura 30. Estabilizadores
Herramientas para el manejo de tubería.
Llaves manuales (”Manual Tongs”). Son llaves de potencia operadas
manualmente y utilizadas para apretar y aflojar conexiones de la sarta. Van
colgadas de cables a la torre y provistas de un contrapeso para su fácil manejo.
Poseen quijadas reemplazables. Se comunican con los cabeza de gato con
cadenas. Para apretar se usa el cabeza de gato derecho y para aflojar el
izquierdo.
Llaves de Potencia (”Power Tongs”). También se usan para apretar y aflojar
conexiones de la sarta. Son llaves operadas hidráulica o neumáticamente.
-
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Figura 31. Llaves manuales y de potencia para tubería de perforación
Cuñas. Accesorios que encajan en la mesa rotaria y cuya función es soportar
la sarta por contacto radial de superficies dentadas. Pueden ser manuales,
neumáticas o hidráulicas.
Figura 32. Cuñas para tubería de perforación
Grapas de Seguridad. Son cuñas que se ajustan a los collares con tornillos,
para evitar que éstos se resbalen de las cuñas de la rotaria.
Martillos. Se colocan arriba de los collares para ser usados en caso de que lasarta se pegue. Pueden ser mecánicos o hidráulicos.
Otras herramientas: Llaves de cadena, llaves de tubo, absorvedores de
vibraciones y rimadores (“roller reamer”).
-
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2.3.4.5 Manejo de tubería. Los tubos deben ser manejados con cuidado para
evitar que fallen durante la perforación y asegurar una mayor vida útil. A
continuación se dan algunas recomendaciones generales para el manejo de los
tubos que conforman la sarta:
Se deben colocar protectores a las roscas.
No golpear, ni dejar caer la tubería de grandes alturas.
Siempre, almacenar los tubos sobre burros correctamente espaciados.
Lavar y engrasar las roscas antes y después de cada conexión.
Conectar los tubos apretando con el torque adecuado. No se debe exceder la
resistencia a la torsión que recomienda el fabricante.
Instalar las llaves en las uniones.
Revisar periódicamente la tubería.
Calibrar el diámetro en el centro y en los extremos.
Revisar que las roscas no tenga talladuras ni golpes. Si los posee, es
necesario rectificar la rosca haciendo una nueva sobre el metal del cuerpo del
tubo.
Revisar que la rosca no esté fisurada. Se observan principalmente los valles,
que son más propensos a las fisuras haciendo pasar un campo
electromagnético que imante bien (la caja y el pin). Previamente la rosca se ha
limpiado con ACPM. Se agrega limadura de metal fina, la cual es atraída por el
metal imantado. Se sopla y se observan los posibles grumos de limadura que
quedan principalmente en las fisuras.
-
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Revisar el borde de la rosca. Este debe estar pulido y perpendicular a la línea
de centro de las roscas. Para corregir esta falla se usan discos esmeriladores
que pulen de nuevo la cara.
Aplicar inhibidores de corrosión.
2.3.4.6 Cálculos y Diseños.
2.3.4.6.1 Capacidad de un tubo. El término se refiere al volumen que hay al
interior del tubo, por unidad de longitud. Se calcula como:
2IDCVi (18)
Vi: capacidad interna del tubo, pie3/pie (m3/m)
ID: diámetro interno del tubo, pulg. (m).
C: constante que depende de las unidades usadas = 0,00545 (0,7854)
2.3.4.6.2 Capacidad anular. Se refiere al volumen que se encierra en el anular
hueco-tubería, por unidad de longitud. Se aplica también al anular que se forma
entre dos tubos concéntricos (por ejemplo el anular revestimiento-tubo de
perforación). Se calcula como:
2
1
2
2 DDCVa * (19)
Va: capacidad anular, pie3/pie (m3/m).
D2
: Diámetro mayor del anular, pulg. (m).
D1 : Diámetro menor del anular, pulg. (m).
C: constante que depende de las unidades usadas = 0,00545 (0,7854)
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2.3.4.6.3 Desplazamiento. Es el volumen sólido del tubo, por unidad de longitud.
Para calcularlo se tiene:
22 IDODCVD * (20)
VD : Capacidad anular, pie3/pie (m3/m).
OD: diámetro externo del tubo, pulg. (m).
ID: diámetro interno del tubo, pulg. (m).
C: constante que depende de las unidades usadas = 0,00545 (0,7854)
En la ecuación 19, no se tiene en cuenta el efecto del mayor espesor de las
uniones. Cuando se requiere un dato más exacto se debe recurrir a tablas
elaboradas por las compañías fabricantes de tubería (tabla 8).
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Tabla 8. Desplazamiento promedio de tubería de perforación-Rango 2 (1).
Diámetro
Externo
(pulg)
Peso
Nominal
(lbf/pie)
Tipo de
unión
Peso real
en el aire
(lbm/pie)
Desplazamiento
pie/bbl bbl/pie
2-3/8 6.65 IF 6.90 398.42 0.00251
2-7/8 10.40 IF 10.90 251.9 0.00397
SH 10.40 263.0 0.00379
3-1/2 13.30 FH 13.90 197.6 0.00506
SH 13.40 204.9 0.00480
IF 13.80 199.2 0.00502
15.50 IF 16.02 171.5 0.00583
4 14.00 FH 15.10 181.8 0.00550
IF 15.10 176.1 0.00568
4-1/2 16.60 FH 17.80 154.3 0.00648
XH 18.00 152.7 0.00655
SH 17.00 161.6 0.00619IF 17.70 155.3 0.00644
20.00 XH 21.40 128.5 0.00778
FH 21.30 129.0 0.00775
SH 20.50 134.0 0.00746
IF 21.20 129.5 0.00772
22.82 XH 24.10 114.0 0.00877
32.94 XH 36.28 75.7 0.001325 19.50 XH 20.60 133.3 0.00750
25.60 XH 26.18 107.4 0.00932
42.00 XH 45.20 60.8 0.01650
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2.3.4.6.4 Diseño de la sarta de perforación. Las sartas de perforación se deben
diseñar de forma que permitan:
Dar peso a la broca.
Reducir al mínimo las vibraciones de la sarta.
Optimizar el rendimiento de la broca.
Perforar un hueco de diámetro constante (pleno calibre) y con mínima
desviación.
De acuerdo a los esfuerzos y presiones que se generan en el pozo, se
selecciona la tubería que se debe usar para que se cumplan los objetivos
planteados, sin que la tubería falle. El API (3) recomienda la siguiente
secuencia de cálculos que se deben realizar.
Número de collares a utilizar: depende del peso que se le debe colocar a la
broca para que se perfore en forma óptima. Este, es recomendado por los
fabricantes de brocas y depende del tipo de éstas que se utilice. En el capítulo
3 se desarrollará mejor este aspecto. El peso que se le coloque a la brocadebe provenir de los collares (pueden trabajar en compresión) teniendo en
cuenta el efecto del empuje del fluido de perforación que hay en el hueco. Este
empuje se considera al multiplicar el peso del tubo en el aire por el factor de
boyanza (ecuación 7). Así:
Sdca
B
F*)B(cosLC
W NC (21)
Donde:
NC : número de collares necesarios.
WB : Peso necesario sobre la broca.
Ca : peso de los collares en el aire, lbf/pie (N/m).
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Ldc : longitud de cada collar, pie (m).
B : factor de boyanza (ecuación 7).
Fs : facto de seguridad (se recomienda tomarlo igual a 0,85).
: ángulo del hueco con respecto a la vertical.
Si se debe recurrir a varios tipos de collares, el peso total sobre la broca se
debe distribuir entre ellos. En caso de no disponer del número de collares
suficiente para proveer el peso necesario, lo que haga falta se ajusta
adicionando a la sarta tubería de perforación pesada (“heavy weight”):
BLC
B NCLCF
W
NHWHWHW
ddcaS
B
(22)
Donde:
NHW : número de tubos de perforación pesados necesarios.
NCd : número de collares disponibles.
CHW : peso de los tubos de perforación pesados en el aire, lbf/pie (N/m).
LHW : longitud de cada tubo de perforación pesado, pie (m).
En caso de disponer de los collares necesarios se acostumbra colocar de todas
formas algunos tubos de perforación pesados, por encima de los collares, para
suavizar el cambio de rigidez y de diámetro externo en la sarta.
Selección de la tubería de perforación: una vez calculado el número de
collares se procede a diseñar el resto de la sarta, esto es a seleccionar el
número y tipo de tubos de perforación que se van a utilizar. Para ello se debe
conocer la resistencia de los tubos a los esfuerzos que actúan en el hueco.
Estos valores se pueden conocer mediante tablas (sección 2.3.4.4), aunque
también existe la posibilidad de calcularlos mediante ecuaciones que se pueden
deducir analíticamente (4).
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Al diseñar la sarta de perforación se busca seleccionar el tipo de tubería de
perforación (grado de acero) que resista todos los esfuerzos que se generan en
el pozo y que haga el diseño lo más económico posible. Para ello se combinan
varios grados de acero de forma que se utilicen los tubos más resistentes en
aquellos puntos donde los esfuerzos son más críticos, y los tubos más
económicos donde no se presentan mayores problemas. Lo anterior hace que
a través de la sarta se tengan varias secciones de tubería, cada una de longitud
diferente dependiendo de su resistencia a los esfuerzos presentes.
Los esfuerzos que soporta la tubería son:
Presión interna: el punto crítico, para una sección dada, se encuentra en su
extremo superior. Esta presión la genera el fluido de perforación que hay en el
interior de la sarta. Se calcula con la siguiente ecuación:
Sdsshdi F*)ΔPΔPPP(P (23)
Donde:
Pi : presión interna ejercida sobre el extremo superior de la seccióndiseñada, lpc (Pa).
Pd: presión de descarga de la bomba, lpc (Pa).
Ph: presión hidrostática, del fluido de perforación, ejercida sobre el extremo
superior de la sección diseñada, lpc (Pa).
Ps: Pérdidas de presión del fluido de perforación a través del equipo de
superficie, lpc (Pa).
Pds : Pérdidas de presión que sufre el fluido de perforación a través del interiorde la sarta hasta llegar al extremo superior de la sección diseñada, lpc
(Pa).
FS: factor de seguridad (se recomienda tomar 1,1).
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El valor calculado con la ecuación 23, debe ser menor que la resistencia al
estallido (presión interna) dada en la tabla 5.
Presión de colapso: se debe a la columna de fluido que hay en el anular hueco-
sarta de perforación. Para una sección dada, el punto mas crítico se encuentra
en